Отчет по практике на нефтяном месторождении. Отчет по практике по добыче нефти и газа

8. НГДУ «Чекмагушнефть»

Август 1954 года. Из скважины № 11, пробуренной бригадой бурового мастера М. Ш. Газизуллина из треста «Башзападнефтеразведка», близ деревни Верхне-Манчарово забил нефтяной фонтан с дебитом 150 тонн в сутки. Так начиналась большая нефть северо-запада Башкортостана.

1956 год. Манчаровская площадь подготовлена к промышленной разработке.

Открыта нефть на Крещено-Булякской площади. Создана новая нефтедобывающая организация – Культюбинский укрупненный нефтепромысел – с целью освоения нефтяных богатств перспективного района.

Сентябрь 1957 года. Добыты первые тонны промышленной манчаровской нефти.

1960 год. Введены в промышленную разработку Манчаровский, Игметовский, Крещено-Булякский и Тамьяновский участки Манчаровской группы месторождений. Работает 59 нефтяных скважин, годовая добыча нефти – около 0,5 млн т; суммарная закачка воды в нагнетательные скважины – 117 тыс. м3.

Продолжается планомерное и, вместе с тем, быстрое освоение базового Манчаровского месторождения. Рост добычи происходит за счет наращивания фонда нефтяных скважин и освоения системы заводнения.

Вторая половина шестидесятых годов характеризуется широким развертыванием буровых работ на Грем-Ключевском и Иванаевском участках Юсуповской площади, Таймурзинском, Карача-Елгинском, Шелкановском, Чермасанском и Мене-узовском нефтяных месторождениях.

1968 год. Начало бурения на Саитовской площади. Ввод новых скважин в промышленную экс-плуатацию.

Ускоренные темпы разработки новых месторождений позволили нефтяникам достичь максимального уровня добычи нефти – 6282 тыс, тонн в год. 10 лет назад, в 1958 г., этот показатель составлял чуть более 40 тыс. тонн. Таких сжатых сроков освоения не знал ни один нефтедобывающий район страны.

1970 год. Начало разбуривания Андреевского месторождения нефти. Возникшая проблема обводненности нефти и связанные с этим технологические трудности привели к увеличению числа проводимых геолого-технических мероприятий (ГТМ) до 3000 в год.

1970-1980 годы. Начался упорный труд нефтедобытчиков по стабилизации уровня добычи нефти в объеме 5,3-4,9 млн т в год, а в следующие 1980-1990 годы – на уровне 4,8-4,1 млн т нефти в год.

В эти годы шло интенсивное разбуривание нефтяных месторождений, увеличение объемов закачки пресных и сточных вод и добычи жидкости путем внедрения высокопроизводительных установок ЭЦН.

В 1990 году достигнут максимальный годовой объем закачки воды в продуктивные горизонты – 43,8 млн м3 и максимальный объем добычи жидкости – 50,2 млн т.

За 40 лет, прошедших со дня образования НГДУ «Чекмагушнефть» введено в эксплуатацию 3490 нефтяных скважин из бурения , 803 нагнетательных скважины.

В продуктивные пласты закачано 794 млн м3 воды. Добыто 871 млн т жидкости.

В настоящее время удалось стабилизировать добычу нефти на уровне 2 млн т в год. Это стало возможным благодаря проведению большого количества геолого-технических мероприятий, внедрению достижений науки и техники по повышению нефтеотдачи , использованию технико-технологических разработок с целью интенсификации добычи нефти,

В 70-х годах на промыслах НГДУ началось внедрение принципа комплексной автоматизации и обустройства нефтяных предприятий; в 1973 году была сдана первая комплексно-автоматизированная районная инженерно-технологическая служба № 2, а к концу 1975 года эта работа была завершена в масштабе всего НГДУ.

Вошли в технологические схемы объектов добычи нефти разработки инженеров НГДУ в области сбора нефти и автоматизации. Среди них: – технологическая схема дожимной насосной станции и сепарационной установки со сбросом сточной воды,

– устьевая арматура скважины;

– способы предупреждения отложений неорганических солей в скважинах;

– бригадные узлы учета нефти;

– установка трубная наклонная для очистки и сброса воды и т. д.

Впервые в Башкортостане на промыслах НГДУ «Чекмагушнефть» успешно решена проблема отложений неорганических солей в нефтяных скважинах на основе периодической обработки гипсующихся скважин отечественными и импортными ингибиторами солеобразования.

Серьезное внимание обращается в НГДУ на экономическую работу, улучшение структуры управления цехов и бригад, внедрение новых форм организации производства и труда.

Так, созданные в 70-е годы по результатам деятельности фонды экономического стимулирования – материального поощрения, развития производства, жилищного строительства и социального развития, – позволили освоить за эти годы 1758 млрд рублей капиталовложений.

Впервые в отрасли в НГДУ была разработана система обслуживания нефтяных скважин на промыслах на основе широкого совмещения профессий. Сегодня на промыслах каждый рабочий владеет несколькими смежными профессиями. Комплексные механизированные звенья, начавшиеся с Кушульского

экономического эксперимента, успешно выполняют весь комплекс работ, обеспечивающих нормальный ритм технологического процесса добычи нефти и газа . Так, бригада по добыче нефти и газа мастера Р. М. Галеева обеспечивает бесперебойную работу около 200 скважин и других объектов нефтедобычи. Бригада нефтепромысла № 4 по добыче нефти и газа (мастер Ф. М. Акрамов) обслуживает до 280 скважин

Для поддержания эксплуатационных скважин в работоспособном состоянии и обеспечения надежного функционирования скважинного оборудования в НГДУ созданы цехи подземного и капитального ремонта. Сегодня подземники в совершенстве овладели секретами своей профессии. Не случайно один из основных показателей подземного ремонта – межремонтный период работы скважин (МРП) – составляет свыше 600 суток. Бригада ПРС мастера 3. И. Ахметзянова достигла самого высокого показателя МРП – 645 суток, а по электро-центробежным насосам – 697 суток.

Бригадами КРС ежегодно производится 550-600 капитальных ремонтов скважин. Выполняются они с учетом экологических требований, при этом обращается внимание на изоляцию попутной воды, восстановление герметичности колонн и цементного кольца за колонной и кондуктором, ликвидацию перетоков.

Благодаря слаженной работе бригад КРС, руководимых мастерами Ф. Ф. Хайдаровым, М. С. Туктаровым, Р. Л. Насибуллиным, А. М. Молчановым, средняя продолжительность одного ремонта составляет 1103 б/час при плане 120,3 б/час, Производительное время -98,2%.

В коллективе НГДУ «Чекмагушнефть» значительно активизировалась природоохранная деятельность, направленная на предотвращение загрязнения недр, водных, земельных ресурсов и атмосферы. Нефтедобытчики понимают, что в этом деле нет мелочей, поэтому все вопросы решаются при активном участии каждого работника управления.

Для контроля качества поверхностных и подземных вод создана сеть контрольных водопунктов. В 1996 году эта сеть расширена с 30 до 88 точек (пунктов), из которых.по графику осуществляется отбор и анализ воды и, при необходимости, принимаются меры по определению и ликвидации причин.

вызвавших ухудшение ее качества. Для снижения агрессивной активности попутно-добываемой жидкости и закачиваемой воды на трубопроводы системы сбора и подготовки нефти, поддержания плотового давления (ППД) скважин и их глубинного оборудования со 183 точек осуществляется их дозировка ингибиторами коррозии.

НГДУ «Чекмагушнефть» – пионер в разработке и внедрении трубных водоотделителей (ТВО), позволяющих с незначительными расходами сбрасывать воду непосредственно на объектах нефтедобычи. ТВО не нуждаются в постоянном обслуживании, вода, сбрасываемая после них, хорошего качества. При этом экономятся средства для транспортировки этих вод до установок предварительного сброса (УПС) и обратно, чем ликвидируется потенциальная опасность аварийного воздействия на окружающую среду сточной воды при ее транспортировке. В настоящее время в НГДУ эксплуатируются 13 ТВО, ведутся строително-монтажные работы еще двух водоотделителей.

В НГДУ постоянно ведется работа по снижению потребления пресной воды на производственные нужды, особенно на ППД. Удельный вес пресной воды в объем объеме закачки в 1996 году составляет З%.

Для снижения выбросов газов в атмосферу введены в эксплуатацию установки по улавливанию легких фракций углеводородов в нефтесборочных парках «Калмаш» (1993 г) и «Манчар» (1996 г). Только в НСП «Калмаш» с начала пуска уловлено более 450 тыс.м3 газа . Проводится большая работа по повышению надежности и герметичности устьев скважин, запорной арматуры нефтепромыслового оборудования , снижению утечек насосов, своевременному ремонту и производству антикоррозиониых покрытий.

С 1990 года в НГДУ идет интенсивная замена металлических труб на трубы антикоррозиониого исполнения (металлопластовые, гибкие полимернометаллические, футероваииые). В начале 1997 года сдан в эксплуатацию цех по производству металлопластовых труб производительностью 200 км труб в год.

В данной «Технологической схеме разработки Западно-Чигоринского месторождения» обоснован оптимальный вариант дальнейшей разработки месторождения.
Работа выполнен в соответствии с техническим заданием ОАО«Сургутнефтегаз», и утвержденными регламентирующими документами.

Введение

2.Анализ структуры фонда скважин.
3.Геологическая характеристика месторождения.
4.Геолого-технологическая модель месторождения.
5.Геолого-промысловое обоснование вариантов разработки.
6.Технологические показатели вариантов разработки.
7.Запасы нефти и растворенного газа.
8.Техника безопасности для операторов по добыче нефти и газа.
9.Технологический режим работы для добывающих скважин.
10.Добыча нефти электропогружными установками.
11.Добыча нефти с помощью скваженных штанговых насосов.

Файлы: 1 файл

фЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«тюменский государственный нефтегазовый университет»

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений»

по первой производственной практике

с « » 20 г. по « » 200 г.

на предприятии

Студента

группы НР-09-1 специальности

«Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений»,

специализация: «Разработка нефтяных месторождений»

От предприятия

(должность) Ф. И. О.

Оценка защиты:

г. Когалым, 2012 г.

Введение

1.Общие сведения о месторождении.

2.Анализ структуры фонда скважин.

3.Геологическая характеристика месторождения.

4.Геолого-технологическая модель месторождения.

5.Геолого-промысловое обоснование вариантов разработки.

6.Технологические показатели вариантов разработки.

7.Запасы нефти и растворенного газа.

8.Техника безопасности для операторов по добыче нефти и газа.

9.Технологический режим работы для добывающих скважин.

10.Добыча нефти электропогружными установками.

11.Добыча нефти с помощью скваженных штанговых насосов.

ВВЕДЕНИЕ

В административном отношении Западно-Чигоринское месторождение находится в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Месторождение расположено на территории трех лицензионных участков, недропользователем которых является ОАО «Сургутнефтегаз»:

Чигоринский ЛУ (лицензия ХМН № 00684, выдана 03.12.1997, срок окончания
действия лицензии 31.12.2040),
Ай-Пимский ЛУ (лицензия ХМН № 00560, выдана 29.09.1993, срок окончания
действия лицензии 31.12.2055),
Западно-Ай-Пимский ЛУ (лицензия ХМН № 00812, выдана 04.06.1998, срок
окончания действия лицензии 31.12.2055),

Расстояние до ближайшего населенного пункта - пос. Нижнесортымский - 60 км. Расстояние до г. Сургут - 263 км.

Месторождение открыто в 1998 году, введено в опытно-промышленную эксплуатацию в 2003 году на основании «Технологической схемы опытно-промышленной разработки», составленной ТО «СургутНИПИнефть» (протокол ТКР ХМАО № 259 от 06.12.2001).

В связи с более высокими темпами освоения месторождения в первые два года эксплуатации (2003-2004 гг.) фактические объемы добычи нефти превышали проектные уровни. В целях корректировки технологических показателей разработки в 2005 году ТО «СургутНИПИнефть» составлен «Анализ разработки Западно-Чигоринского месторождения» (протокол ТО ЦКР Роснедра по ХМАО № 630 от 27.04.2005).

Данный проектный документ «Технологическая схема разработки Западно-Чигоринского месторождения» составлен в 2006 году в соответствии с решением ТО ЦКР Роснедра по ХМАО (протокол № 630 от 27.04.2005).

За период опытно-промышленной разработки Западно-Чигоринского месторождения:

Уточнено геологическое строение и фильтрационно-емкостные свойства
основного эксплуатационного объекта АС и,

подсчитаны и утверждены в ГКЗ Роснедра запасы нефти (протокол №1280 от
03.11.2006),
оценена эффективность реализуемой системы разработки.

В данной «Технологической схеме разработки Западно-Чигоринского месторождения» обоснован оптимальный вариант дальнейшей разработки месторождения.

Работа выполнен в соответствии с техническим заданием ОАО«Сургутнефтегаз», и утвержденными регламентирующими документами.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

Административно-географическое положение. Западно-Чигоринское месторождение выделено на территории трех лицензионных участков: Ай-Пимского ЛУ(северовосточная часть месторождения), Западно-Ай-Пимского ЛУ (центральная часть) и Чиго-ринского ЛУ (юго-восточная часть, рис. 1.1).

В административном отношении месторождение расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Ближайший населенный пункт - п. Нижнесортымский, расположен в 60 км к северо-востоку от месторождения. Центр Сургутского района - г. Сургут, расположен в 263 км к юго-востоку от месторождения. В физико-географическом отношении приурочено к Сургутской болотной провинции Западно-Сибирской физико-географической страны. Месторождение находится в зоне деятельности ОАО «Сургутнефтегаз», НГДУ "Нижнесортымск-нефть".

Климат, континентальный. Зима продолжительная, суровая и снежная. Средняя температура самого холодного месяца, января -21.4°С. Толщина снежного покрова до 60-75 см. Продолжительность периода с устойчивыми морозами составляет 164 дня. Лето короткое (50-60 дней), умеренно теплое и пасмурное, с частыми заморозками. Средняя температура самого теплого месяца (июля) +16.8°С, с абсолютным максимумом +34°С. В целом климат района типичен для зоны тайги.

Гидрография. Месторождение расположено в междуречье рек Ниматума, Юмаяха, Тотымаяун. По характеру водного режима реки относятся к типу рек с весенне-летним половодьем и паводками в теплое время года. Основной фазой водного режима является половодье, на которое, в отдельные годы, приходится до 90% годового стока. Оно начинается в третьей декаде апреля и заканчивается в июне. Значительные пространства заболочены (60.1%). Заозеренность территории района работ составляет 17.2%. Наряду с мелкими озерами на территории месторождения расположены и крупные: Вочикилор, Вонтыръя-винлор, Евынгъеханлор, Нум-Вочкоультунглор, Вочкоультунглор, Отинепатылор.

Почвы. На автоморфных поверхностях доминируют иллювиально-железистые и иллювиально-гумусовые подзолы. Среди болотных типов почв выделяются торфянисто-, торфяно-глеевые и торфяные на верховых торфяниках, а также торфянисто-перегнойно-глеевые. В поймах рек преобладают пойменные торфянисто-перегнойно-глеевые и пойменные слабооподзоленные почвы.

Растительность. Согласно геоботаническому районированию Западной Сибири (Ильина, Махно, 1976) территория месторождения расположена в северной подзоне тайги.

В ландшафтной структуре территории преобладают болота различного типа (60.1% площади), в основном, грядово-мочажинные и озерково-грядово-мочажинные, а также плоскобугристые болота. Сосновые и сосново-березовые леса приурочены к придолинным участкам (лесистость - 17.3%). В поймах и долинах рек преобладают сосново-березовые и кедрово-сосновые леса (около 5.4%).

Животный мир. Согласно зоогеографическому районированию Тюменской области (Гашев, 2000) Западно-Чигоринское месторождение расположено в пределах Сургутской зоогеографической провинции. Животный мир представлен фауной озерно-болотных биотопов (ондатра, заяц-беляк, водоплавающие: нырковые и речные утки), в лесных биотопах встречаются представители боровой дичи (тетерев, глухарь, рябчик), а также белка, бурундук.

Землепользование и особо охраняемые территории. На территории Западно-Чигоринского месторождения имеются территории с особым статусом природопользования - водоохранные зоны, кедровые насаждения, родовые угодья (рис. 1.1).

Водоохранные зоны выделены вдоль рек и вокруг озер шириной от 100 до 500 м, занимают 5132 га (около 45% площади месторождения). Отдельными массивами вдоль русел рек встречаются кедровые насаждения - 172 га (1.5%).

Постановлением Главы Администрации Сургутского района №124 от 30.11.1994 г. и Решением районной комиссии в Сытоминской сельской администрации Сургутского района на территории месторождения выделено родовое угодье №12С, на котором осуществляют хозяйственную деятельность 4 семьи (12 человек) из числа коренным малочиснн-ных народов Севера - ханты (семьи Лозямова К.Я., Лозямова С.Я., Лозямова Р.Я., Лозя-мовой Л.И.). Между ОАО «Сургутнефтегаз» и главами родовых угодий заключены экономические соглашения, предусматривающие комплекс социально-экономических мероприятий.

Хозяйственная деятельность в водоохранных зонах определена Постановлением правительства РФ №1404 от 23.11.1996 «Положение о водоохранных зонах водных объектов и их прибрежных защитных полосах», РД 5753490-028-2002 «Регламент по охране окружающей среды при проектировании и производстве работ на кустах скважин и одиночных поисково-разведочных скважинах ОАО «Сургутнефтегаз», расположенных в водоохранных зонах водных объектов Ханты-Мансийского автономного округа»; кедровых насаждениях - Лесным кодексом Российской Федерации № 22-ФЗ от 29.01.1997; родовых угодьях - Постановлением Главы Администрации Сургутского района №124 от ЗОЛ 1.1994 г.

Производственная инфраструктура. Западно-Чигоринское нефтяное месторождение находится в зоне деятельности НГДУ «Нижнесортымскнефть», имеющего развитую производственную инфраструктуру: пункт сбора и подготовки нефти, дожимные насосные станции, систему напорных и межпромысловых нефтепроводов, газопроводов, сеть автомобильных дорог, систему электроснабжения, базы производственного обслуживания.

На момент выполнения работы на месторождении построены: 11 кустовых площадок; система нефтегазосбора протяженностью 26.1 км:

одна дожимная насосная станция проектной мощностью 10.0 тыс.м /сут., с уста
новкой предварительного сброса пластовой воды, производительностью 10.0 тыс.м 3 /сут.
Загрузка мощностей на 01.01.2006 составила 12%;
нефтепровод внешнего транспорта нефти с Западно-Чигоринского месторождения
до точки врезки в нефтепровод с Биттемского месторождения, протяженностью 15.0 км;

кустовая насосная станция, производительностью 7.2 тыс. м 3 /сут. Загрузка мощностей на 01.01.2006 составила 44%;

В районе КНС пробурены четыре водозаборные скважины на сеноманский гори
зонт, оборудованные высоконапорными погружными насосными установками, посредст
вом которых осуществляется закачка воды;

Система высоконапорных водоводов протяженностью 18.55 км;
трансформаторная подстанция ПС 35/6;

высоковольтная линия ВЛ-35кВ от ПС110 Биттемского месторождения до Запад
но-Чигоринского месторождения, протяженностью 15.8 км;
автомобильная дорога с асфальтобетонным покрытием от ДНС Западно-
Чигоринского месторождения до врезки в коридор с Биттемского месторождения» про
тяженностью 13.5 км.;

Подъезды к кустам протяженностью 26.15 км.

Система сбора газа на месторождении не развита. На расположенном в пределах 20 км Биттемском месторождении построена газотурбинная электростанция. Коэффициент утилизации газа на 01.01.2006 г. составил 2.76 %.

Ближайшим пунктом подготовки нефти является Алехинский ЦПС, расположенный в 95.8 км от месторождения. Сдача нефти в систему «Транснефти» осуществляется на НПС «Западный Сургут».

Электроснабжение осуществляется от системы Тюменьэнерго. Головным источником электроснабжения Западно-Чигоринского месторождения является ПС 35/6 кВ «Бит-темская» (2x25 MB А).

Электроснабжение площадочных объектов Западно-Чигоринского месторождения осуществляется от ПС 35/6 кВ (2x6,3 MB А) № 252, расположенной в районе технологической площадки ДНС.

При разработке месторождения снабжение материалами и оборудованием производится из г. Сургута, имеющего крупный железнодорожный узел, речной порт и аэропорт, способный принимать пассажирские и большегрузные транспортные самолеты.

Ближайший поселок Нижне-Сортымский обеспечен квалифицированными трудовыми ресурсами. При НГДУ «Нижнесортымскнефть» развита система ремонтных подразделений и служб.

2.АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ ФОНДА СКВАЖИН.

По состоянию на 1.01.2006 на балансе предприятия числится скважин - 147, в том числе добывающих - 109, нагнетательных - 33, контрольных - 1, водозаборных - 4. Характеристика фонда скважин приведена в табл. 2.1

На объекте АС12 фонд добывающих и нагнетательных скважин - 129, в том числе добывающих - 96, нагнетательных - 33 (из них в отработке на нефть - 12).

На пластах АС11 и ЮСо числятся 13 ликвидированных разведочных скважин.

В графических приложениях приведены карты текущего состояния разработки объекта АС12. По объекту в целом производительность скважин указанная на карте соответствует отчетности НГДУ, на картах каждого из пластов приведена расчетная производительность, полученная в результате модельных расчетов.

Состояние фонда удовлетворительное. В бездействующем фонде добывающих скважин находится 2 скважины (2% фонда скважин).

В декабре 2005 года действует 100 добывающих скважин со средним дебитом нефти 13.9 т/сут, средняя величина забойного давления 12.8 МПа. Действующих нагнетательных скважин - 21. Средняя приемистость нагнетательных скважин - 152 м 3 /сут, при среднем устьевом давлении - 14.9 МПа.

Диапазон дебитов нефти (от 0.1 до 63.1 т/сут) для начальной стадии разработки очень большой. Для выявления основных причин не одинаковой производительности скважин проведен многофакторный анализ геолого-промысловой информации, наиболее информативные зависимости показаны на рис. 4.3.1. Из приведенных данных следует:

Студента группы 10-1 3В

Факультета нефти и газа специальности 130503.65

По первой учебной практике, проходившей в НГДУ «Альметьевнефть» , НГДУ «Ямашнефть» , полигон НГДУ «Елховнефть».

Место прохождения практики г.Альметьевск.

Начало практики 2.04.2012 окончание практики 20.04.2012

Руководитель практики

от кафедры РиЭНГМ Надыршин Р. Ф.

Альметьевск, 2012 г.

ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………….….. 3

ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА.......... ....4

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ….…11

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ…………………….. 13

Фонтанная эксплуатация скважин.…..……………………………….…13

Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами……….. 16

Эксплуатация скважин электроцентробежными и винтовыми насосами………………………………………………………………………….. 21

Основные операции, выполняемые при обслуживании механизированных скважин………………………………………………...…... 30

Подземный и капитальный ремонт скважин……………………....... 32

Методы воздействия на прискважинную часть пласта…………. ..34

4. СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ НА ПРОМЫСЛАХ………….…….…40

5. ОРГАНИЗАЦИЯ ППД НА ПРОМЫСЛОВЫХ ОБЪЕКТАХ………….…45

6. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ВИДОВ РАБОТ ПО ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ТРУБОПРОВОДОВ….…………….….. 48

7. МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ РАБОТ ПО ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ СКВАЖИН……………………….…..… 50

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ………………………………………………….….. 52

Введение

Ознакомительная практика является начальной стадией обучения. Способствует ознакомиться со своей профессией до начала изучения специ-альных предметов. Данная практика проходила в нефтегазодобывающих предприятиях «Ямашнефть», «Альметьевнефть», учебном полигоне «Елховнефть». Основные задачи практики являлись:

Ознакомление студентов с процессами бурения нефтяных и газовых скважин, добычи нефти и газа и обустройством нефтяного месторождения.

Ознакомление с основным оборудованием, применяемом при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

Ознакомление с основным звеном нефтедобывающей промышленности – нефтяным промыслом и его производственно-хозяйственной деятельностью.

Получение определенных практических знаний, способствующих лучшему усвоению теоретического материала в процессе дальнейшего обучения по специальности.

Приобретение первого опыта работы общения в производственном коллективе.

В ходе учебной практики мы посетили, ознакомились с обустройством ГЗНУ-6, ДНС-1, а также с кустом скважин предназначенных для ОРЭ. Также объектами нашего визита были «ГЗНУ, ДНС-61, КНС-121 НГДУ «Альметьевнефть», кроме того мы посетили буровую установку, машины КРС и тренировочные сектора НГДУ «Елховнефть», по ремонту оборудования и проведения соревнований среди сотрудников.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://allbest.ru/

Министерство образования и науки РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

АЛЬМЕТЬЕВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

ОТЧЁТ

По учебной практике, проходившей в НГДУ “Лениногорскнефть”, учебный полигон, НГДУ «Елховнефть»

Место прохождения практики г. Альметьевск

Руководитель практики от кафедры РиЭНГМ

г. Альметьевск 2012

С одержание

Введение

1. Критерии и принципы выделения эксплуатационных объектов

2. Системы разработки нефтяных месторождений

3. Размещение скважин по площади залежи

4. Геолого-физическая характеристика объектов

5. Бурение скважин

6. Система ППД

7. Эксплуатация нефтяных и нагнетательных скважин

8. Исследование скважин

9. Методы увеличения производительности скважин

10. Текущий и капитальный ремонт скважин

11. Сбор и подготовка нефти, газа и воды

12. Промышленная безопасность на предприятиях нефтегазового комплекса

Список литературы

Введение

Трест по добыче нефти и газа «Альметьевнефть» образован 1 октября 1952 года на базе нефтепромысла «Миннибаево» треста «Бугульманефть» ПО «Татнефть». В 1954 году он был преобразован в нефтепромысловое управление, в 1970 году -- в НГДУ «Альметьевнефть". «НГДУ Альметьевнефть - современное промышленное предприятие с шестью комплексно -автоматизированными нефтепромыслами, мощной развитой высокомеханизированной ремонтной базой, подразделениями вспомогательного и подсобного производства, широкой сетью социальных, культурно-бытовых, торговых объектов и производств.

Сегодня в состав управления входят:

6 цехов по добыче нефти и газа;

2 цеха комплексной подготовки и перекачки нефти;

цех по приему и сдаче нефти;

цех поддержания пластового давления;

10 цехов вспомогательного производства;

жилищно-коммунальное хозяйство.

Управление «Альметьевнефть» располагает спортивно-оздоровительным цехом, в его ведении находятся оздоровительный лагерь «Юность», база рыбака «Кама».

НГДУ «Альметьевнефть» разрабатывает центральную и северо-западную части Ромашкинского месторождения.

Организация производственных процессов в НГДУ «Альметьевнефть»:

ОППД" отдел поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи пласта Главная задача-разработка и организация выполнения мероприятий, направленных на выполнение плана закачки технологической жидкости в пласт, повышение эффективности использования нагнетательного фонда скважин и другого оборудования системы ПДД контроль за своевременным выполнением мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи пластов, контроль за выполнением природоохранных мер при эксплуатации объектов ППД.

ЦИТС обеспечение выполнения суточных и месячных планов добычи нефти и газа, организация и контроль выполнения суточных заданий, ежедневный анализ производственной ситуации, круглосуточная организация и контроль работ всех объектив, осуществление координации с вспомогательным производством.

ТОДНиРП- технологический отдел по добыче нефти и развитию производства, Главная задача: разработка перспективных, годовых, квартальных и месячных планов добычи нефти, ввода скважин в эксплуатацию, подземных и капитальных ремонтов скважин и скважин на механизированную добычу нефти.

ОKPC - обеспечение качественного ремонта скважин от написания планов работ до окончания ремонт, разработка организационно-технических мероприятий, направленных на повышение эффективности ремонта скважин, осуществление контроля за соблюдением технологического процесса при капитальном ремонте скважин, внедрение новых технологий, материалов.

ООСС- отдел организации строительства скважин осуществляет контроль над своевременным выполнением работ по строительству скважин при условии не превышения лимита затрат.

CПСН служба по приему - сдаче нефти. Главной задачей по приему сдачи нефти, является организация приема нефти от подразделений ОАО «Татнефть» и сдачи ее на объединенных узлах учета в систему магистральных нефтепроводов АК «Транснефть».

СПБиОТ - служба промышленной безопасности и охраны труда (Основной задачей является обеспечение промышленной безопасности и охраны труда в подразделениях управления, организация и координация работы в этом направлении. Технический отдел - осуществляет руководство работами по внедрению и эксплуатации на объектах НГДУ средств новой техники, передовой технологии.

ОМТСиКО отдел материального - технического снабжения и комплектации оборудования. Осуществляет корпоративного управления процессом материального - технического обеспечения производством.

Отдел главного энергетика - осуществляет техническое и методическое руководство энергетической службой управления, разрабатывает и контролирует внедрение мероприятий по рациональной эксплуатации энергетического и теплотехнического оборудования.

Отдел главного механика. Главной задачей является осуществление технического и методического руководства механоремонтной службы управления, обеспечения рациональной эксплуатации оборудования.

Отдел главного технолога. Главной задачей является организация выполнения планов по подготовке и перекачке нефти, выработке широкой фракции, мероприятий, направленных на улучшение качества и снижения потерь подготовленной нефти.

ТОРНиГМ - технологический отдел по разработке нефтяных и газовых месторождений. Главной задачей отдела является внедрение, утверждение технологических схем и проектов разработки месторождений.

Геологический отдел. Главной задачей геологического отдела является детальное изучение нефтяных и газовых месторождений в период разбуривания их эксплуатационными и нагнетательными скважинами.

МГС - маркшейдерско-геодезическая служба. Главной задачей МГС является своевременное и качественное проведение предусмотренного нормативными требованиями комплекса маркшейдерских работ, достаточных для обеспечения безопасного ведения работ, связанных с пользованием недрами, наиболее полного извлечения из недр запасов полезных ископаемых, обеспечения технологического цикла горных, строительно-монтажных работ, а гак же для прогнозирования опасных ситуаций при ведении таких работ.

ОВП - отдел вспомогательного производства. Главной задачей отдела является изучение социологических проблем организации труда, быта и отдыха работников, разработка социальных программ, организация их выполнения и контроль, за ходом их реализации.

СОИ - служба обработки информации. Главной задачей является внедрение и обеспечение эффективного функционирования информационной системы НГДУ, сбор первичной информации, своевременная выдача потребителям результатов вычислений.

ПООМ - производственный отдел по обустройству месторождений. Главной задачей является разработка мероприятий по своевременному вводу в эксплуатацию строящихся объектов, текущих и перспективных планов капитального строительства.

ОЭР и П - отдел экономических расчетов и прогнозирования. Главной задачей является организация и совершенствование расчетов и обоснований по прогнозированию и оперативному анализу финансовой деятельности управления, расчеты и обоснования финансового плана по самостоятельным структурным подразделениям.

ООТиЗП - отдел организации труда заработной платы. Главной задачей является создание условий для прогрессивной и эффективной трудовой деятельности за счет разработки и внедрения передовых форм организации труда.

ОКС - отдел капитального строительства. Главной задачей отдела является составление текущих и перспективных планов капитального строительства городских объектов жилищно-гражданского назначения, финансируемых ОАО «Татнефть» и другими источниками финансирования, контроль за ходом строительства и финансирования сооружаемых объектов, обеспечение своевременного ввода в эксплуатацию законченных строительством объектов.

Отдел регистрации имущества - Главной задачей отдела является представление НГДУ «Альметьевнефть» по вопросам Государственной регистрации прав на имущество и при заключении сделок (аренды, купле-продаже) с имуществом, а также учет, контроль и анализ эффективности использования имущества, принадлежащего НГДУ «Альметьевнефть» и разработка предложений по его улучшению.

ПСО - проектно - сметный отдел. Главной задачей является своевременная выдача проектно - сметой документации «Заказчику» согласно мероприятиям, разработанным по своевременному вводу в эксплуатации. Строящихся объектов, текущих и перспективных планов строительства новых, реконструкции существующих объектов собственными силами.

ЦДНГ - цеха по добыче нефти и газа. Главная задача - обеспечение разработки нефтяных и газовых месторождений.

ЦППД - цех поддержания пластового давления. Главная задача - поддержание пластового давления на объектах разработки.

ЦКППН - цех комплексной подготовки и перекачки нефти. Главная задача - прием нефти с ЦДНГ в резервуарные парки, сепарация нефти при товарных парках, выработка широкой фракции легких углеводородов, сдача подготовленной нефти

ЦКПРС - цех капитального и подземного ремонта скважин. Основной задачей является своевременная и качественная замена вышедших из строя электроцентробежных установок и подземного оборудования.

ПРЦГНО - прокатно-ремонтный цех глубинно-насосного оборудования. Основной задачей является осуществление ремонта ревизии опрессовки.

ЦПСН - цех по приему-сдаче нефти. Главной задачей является организационно-техническое обеспечение приемо-сдаточных операций нефти, обеспечение достоверности учета и контроля качества нефти.

ПРЦЭиЭ - прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения.

Основная задача - обеспечение надежной, экономичной, безопасной работы электроустановок, проведение ремонта электрооборудования во всех подразделениях НГДУ.

ТЭЦ - теплоэнергетический цех. Главной задачей цеха является бесперебойное, рациональное обеспечение тепло энергией объектов НГДУ, ОАО «Татнефть» с минимальными затратами и предотвращением потерь энергоносителя.

ПРЦЭО - прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования. Главной задачей цеха является обеспечение надежной и бесперебойной работы нефтепромыслового оборудования.

ЦАП - цех автоматизации производства. Главной задачей является техническое обслуживание и обеспечение надежной работы КИП.

АУТТ-1 - Альметьевске управление технологического транспорта. Главной задачей АУТТ-1 является качественное и своевременное транспортное обслуживание и выполнение работ специальной техникой для предприятий, организаций и структурных подразделений НГДУ в целях обеспечения выполнения плановых заданий по добыче нефти и газа, строительству нефтяных и газовых скважин.

ЦАКЗО - цех по антикоррозийной защите оборудования. Главной задачей цеха является увеличение срока службы нефтепромыслового оборудования с помощью применения технологий по защите от коррозии.

СОЦ - Спортивно-оздоровительный цех НГДУ «АН». Главной задачей цеха является обеспечение условий для укрепления здоровья и разностороннего физического развития работников НГДУ «АН» и членов их семей.

База отдыха «Юность». Главной задачей является обеспечение отдыха работников НГДУ и их семей.

Центральный склад. В задачи склада входит: прием, обработка, хранение и отпуск материальных ценностей и оборудования.

УКК - Учебный курсовой комбинат. Главной задачей является: подготовка, переподготовка, повышение квалификации рабочих, обучение бригадиров и их резервов.

1. Критерии и принципы выделения эксплуатационных объектов

Разработка многопластовых месторождений, содержащих различные виды углеводородных флюидов (нефть, газ, газоконденсат и вода), является сложной оптимизационной задачей, от грамотного решения которой зависит, насколько эффективно и рационально будут эксплуатироваться недра. Определяющую роль при решении данного вопроса играет степень изученности месторождения, а именно - наличие достоверной информации относительно конфигурации залежей, о геолого-физических характеристиках продуктивных пластов, их природных режимах, физико-химических свойств и компонентного состава углеводородного сырья.

Высокая степень изученности позволяет максимально снизить риск ошибки при выборе эксплуатационных объектов, сформировав наиболее рациональную схему их выделения. В то же время очевидно, что высокая степень изученности характерна для разбуренных месторождений: здесь решения относительно выделения эксплуатационных объектов уже сформированы, и возможна лишь их корректировка. Таким образом, наиболее актуален вопрос выделения объектов эксплуатации именно на начальном этапе разработки. Как правило, объем исходной информации для проектирования на данной стадии весьма ограничен. В этой связи выбор оптимального количества объектов является задачей неоднозначной. По мере появления новой информации их число может как значительно возрасти, так и существенно уменьшиться. Подобные изменения могут существенным образом отразиться как на технологической, так и на экономической эффективности проекта.

В настоящее время в связи с улучшением технической оснащенности промыслов наблюдается тенденция учета большего числа параметров и критериев при объединении нескольких пластов в один эксплуатационный объект. Основной критерий правильности выделения эксплуатационных объектов--рациональность показателей разработки.

Поэтому в последнее время делаются попытки при выделении эксплуатационных объектов учесть количественные критерии, связанные с геологическими особенностями строения различных горизонтов.

В качестве критерия выбора можно использовать погрешность предсказания функции.

Критерием для выбора расчетных режимов работы скважин являются минимальное забойное давление, необходимое для фонтанирования скважин; давление насыщения пластовой нефти газом; минимальное давление, необходимое для нормальной работы центробежного или плунжерного глубинного насоса; предельный максимально допустимый дебит скважины (или предельный удельный дебит с одного метра толщины пласта).

Не всегда все эти критерии могут быть приемлемыми.

Напротив, для пород очень слабых и неустойчивых могут оказаться излишними все предельные критерии по забойным давлениям, так как их нельзя достичь в результате ограничения дебита.

Однако это основное требование не может служить единственным критерием рациональности разработки.

Очевидно, существуют определенные соотношения между этими величинами, могущие служить критериями, определяющими условия целесообразности и экономической рентабельности бурения дополнительных скважин.

Одним из возможных критериев целесообразности бурения резервных скважин может служить себестоимость дополнительной добычи нефти, которая не должна превышать определенный предел -- предел рентабельной себестоимости, зависящей от качества добываемой нефти, местоположения данной залежи и др.

В качестве основного критерия, как и в случае непрерывного пласта, примем себестоимость нефти, дополнительно добываемой за счет резервных скважин. Критерий их применимости -- параметр Фурье Fo: где Як -- радиус контура питания или внешней границы пласта (характеризующий размеры пласта). В качестве критерия перехода с режима растворенного газа на смешанный режим вытеснения газированной нефти водой может служить равенство забойных давлений при постоянных дебитах или равенство дебитов при постоянных давлениях, взятых для /-го ряда из формул интерференции несжимаемой жидкости для одновременной работы рядов при сопоставлении их с соответствующими величинами, полученными при расчете работы этого ряда на режиме растворенного газа.

Методика расчетов должна быть достаточно точной, для чего следует принять некоторые критерии.

Таким критерием может служить, например, сравнение показателей, рассчитываемых по данной схеме и более точной (многомерной).

Объективным критерием адекватности модели служит критерий согласия.

Критерии эффективного применения методов

Критерии применимости методов включают в себя в определенной степени технико-экономические показатели применения метода на основании обобщения ранее полученного опыта применения метода в различных геолого-физических условиях.

Геолого-физические критерии применимости новых методов увеличения нефтеотдачи пластов определены на основании анализа многочисленных теоретических, лабораторных и промысловых исследований как отечественных, так и зарубежных авторов и приведены в табл.

Отбор месторождений осуществляется путем анализа их по критериям применимости каждого из методов.

На одном месторождении оказывается возможным рекомендовать два метода или более, а критерии применимости методов и дополнительные условия и ограничения не позволяют выбрать для месторождения один метод воздействия, делаются специальные технико-экономические оценки.

Обоснование метода увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении на основе критериев применимости методов.

Обозначив долю воды в общем объеме внедрившейся жидкости и удерживаемой породой при обратном ее перетоке через коэффициент е, получим главный критерий эффективности циклического воздействия.

Указанные данные определяют по результатам лабораторных исследований на физически подобных моделях пластов применительно к условиям конкретного объекта (с использованием реальных образцов породы, пластовой нефти и при соблюдении критериев подобия в процессе моделирования).

2. Системы разработки нефтяных месторождений

Нефтяные и нефтегазовые месторождения - это скопления углеводородов в земной коре, приуроченные к одной или нескольким локализованным геологическим структурам, т.е. структурам, находящимся вблизи одного и того же географического пункта. Залежью называется естественное локальное единичное скопление нефти в одном или нескольких сообщающихся между собой пластах-коллекторах, т. е. в горных породах, способных вмещать в себе и отдавать при разработке нефть.

Залежи углеводородов, входящие в месторождения, обычно находятся в пластах или массивах горных пород, имеющих различное распространение под землей, часто -- различные геолого-физические свойства. Во многих случаях отдельные нефтегазоносные пласты разделены значительными толщами непроницаемых пород или находятся только на отдельных участках месторождения.

Такие обособленные или отличающиеся по свойствам пласты разрабатывают различными группами скважин, иногда при этом используют различную технологию. Размер и многопластовость месторождений с емкостными свойствами коллекторов определяют в целом величину и плотность запасов нефти, а в сочетании с глубиной залегания обусловливают выбор системы разработки и способов добычи нефти.

Системой разработки нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений.

Система разработки месторождений должна отвечать требованиям максимального извлечения нефти или газа из недр в кратчайший срок при минимальных затратах.

Проектом разработки определяются число и система расположения эксплуатационных и нагнетательных скважин, уровень добычи нефти и газа, методы поддержания пластового давления и т. п.

Разработка отдельных залежей нефти или газа производится посредством системы эксплуатационных и нагнетательных скважин обеспечивающих добычу нефти или газа из пласта. Комплекс всех мероприятий, обеспечивающих разработку залежи, определяет систему разработки.

Основными элементами системы разработки залежей являются: способ воздействия на пласт, размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин, темп и порядок разбуривания эксплуатационных и нагнетательных скважин.

Важнейшими элементами системы разработки являются методы воздействия на пласт, так как в зависимости от них будут решаться остальные вопросы разработки залежи.

Для повышения эффективности естественных режимов залежи и обеспечения наиболее рациональной разработки необходимо применять различные методы воздействия на пласт. Такими методами могут явиться различные виды заводнения, закачка газа в газовую шапку или в нефтяную часть пласта, солянокислотные обработки, гидроразрывы и ряд других мер, направленных на поддержание пластового давления и повышение продуктивности скважин.

В настоящее время без поддержания пластового давления разрабатываются либо залежи, имеющие активный естественный режим, способный обеспечить поддержание давления в процессе всего периода разработки и получение высокого конечного коэффициента нефтеотдачи, либо небольшие по запасам месторождения, где организация работ по поддержанию давления экономически нецелесообразна.

3. Размещение скважин по площади залежи

Под размещением скважин понимают сетку размещения и расстояния между скважинами (плотность сетки), темп и порядок ввода скважин в работу. Системы разработки подразделяют на следующие: с размещением скважин по равномерной сетке и с размещением скважин по неравномерной сетке (преимущественно рядами).

Системы разработки с размещением скважин по равномерной сетке различают: по форме сетки; по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу; по порядку ввода скважин в работу относительно друг друга и структурных элементов залежи. Сетки по форме бывают квадратными и треугольными (шестиугольными). При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на 15,5 %, чем при квадратной в случае одинаковых расстояний между скважинами. Схема расположения точек заложения скважин на перспективной или нефтегазоносной площади и последовательность их бурения, обеспечивающие достоверное и эффективное решение геологоразведочных задач в конкретных геологических условиях.

Основные системы размещения скважин:

Треугольная

Заложение каждой новой скважины в вершине треугольника, в двух других вершинах которого уже имеются пробуренные скважины.

Кольцевая

Размещение скважин последовательными рядами вокруг скважины-открывательницы на одинаковых гипсометрических отметках базисного продуктивного горизонта.

Профильная

Размещение скважин на разных гипсометрических отметках по профилю (линии), пересекающему структуру или площадь залежи в определенном направлении, с целью получения профильного геологического разреза.

На практике в определенных условиях применяют комбинированные системы размещения скважин, состоящие из различных сочетаний основных систем или их модификаций (например, зигзаг-профильная система).

Особенно часто сочетания систем размещения скважин используют при разведке месторождений, которые содержат залежи различного типа и размера и разведка которых ведется самостоятельными сетками скважин.

При современной методике поисково-разведочных работ системы размещения скважин выбирают также на основе решений, получаемых при анализе соответствующих математических моделей промышленных скоплений нефти и газа.

4. Геолого-физическая характеристика объектов

Ромашкинское месторождение -- расположено в 70 км к западу от г. Альметьевск. Открыто в 1948, разрабатывается с 1952. Приурочено к Альметьевской вершине Татарского свода размером 65х75 км, присводовая часть осложнена многочисленными локальными поднятиями. Месторождение многопластовое. Основная промышленная нефтеносность связана с терригенными толщами среднего, верхнего девона и среднего карбона (бобриковский горизонт); меньшие по размерам залежи расположены в карбонатных коллекторах верхнего девона, нижнего и среднего карбона. Выявлено свыше 200 залежей нефти. Основная залежь высотой 50 м находится в пашийском горизонте. Коллекторы представлены кварцевыми песчаниками суммарной мощностью от нескольких до 50 м, средняя нефтенасыщенная мощность 10-15 м. Пористость песчаников 15-26%, проницаемость 40-2000 мД. Нефть нафтеново-парафинового состава, плотностью 796-820 кг/м 3 , содержание S 1,5-2,1%, парафина 2,6-5,4%. Состав попутного газа (%): CH 4 30-40, С 2 Н 6 +высшие 27-55. Залежь кыновского горизонта верхнего девона (мощность песчаных коллекторов до 9 м, средняя нефтенасыщенная мощность 3,2 м) гидродинамически связана с пашийской залежью. Остальные залежи в терригенных отложениях (нижний карбон) приурочены к песчано-алевролитовым коллекторам суммарной мощностью до 18 м. Режим залежей водонапорный и упруговодонапорный. Основные залежи разрабатываются с поддержанием пластового давления (внутриконтурное и законтурное заводнение), механизированным способом. Центр добычи -- Альметьевск.

Миннибаевская площадь является одной из центральных площадей месторождения. Площадь начала вводиться в промышленную разработку в 1952г. Первые нагнетательные скважины Альметьевско - Миннибаевского разрезающего ряда переведены под закачку воды в 1954 г. Сегодня это одна из наиболее выработанных площадей Ромашкинского месторождения.

Размещено на http://allbest.ru/

Ромашкинское месторождение:

площади: 1 - Березовская, 2 - Северо-Альметьевская, 3 - Альметьевская, 4 - Миннибаевская, 5 - Зай-Каратайская, 6 - Куакбашская, 7 - Ташлиярская, 8 - Чишминская, 9 - Алькеевская, 10 - Восточно-Судеевская, 11 - Абдрахмановская, 12 - Южно-Ромашкинская, 13 - Западно-Лениногорска, 14 - Павловская, 15 - Зеленогорская, 16 Восточно - Лениногорская, 17 - Азнакаевская, 18 - Холмовская, 19 Каракалинская, 20 - Южная, 21 - Сармановская;

Ново-Елховское месторождение;

Бавлинское месторождение

а - границы месторождений;

б - границы площадей.

5. Б урение скважин

Бурение скважин -- это процесс сооружения направленной цилиндрической горной выработки в земле, диаметр "D" которой ничтожно мал по сравнению с её длиной по стволу "H", без доступа человека на забой. Начало скважины на поверхности земли называют устьем, дно -- забоем, а стенки скважины образуют ее ствол.

По способу воздействия на горные породы различают механическое и немеханическое бурение. При механическом бурении буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая ее, а при немеханическом разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на нее. Немеханические способы(гидравлический, термический, электрофизический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее время не применяются.

Механические способы бурения подразделяются на ударное и вращательное.

При ударном бурении разрушение горных пород производится долотом 1, подвешенным на канате (рис. 3). Буровой инструмент включает также ударную штангу 2 и канатный замок 3. Он подвешивается на канате 4, который перекинут через блок 5, установленный на какой-либо мачте (условно не показана). Возвратно-поступательное движение бурового инструмента обеспечивает буровой станок 6.

Размещено на http://allbest.ru/

Рис. 3. Схема ударного бурения:

1 - долото; 2 - ударная штанга; 3 - канатный замок;4 - канат; 5 - блок; 6 - буровой станок.

По мере углубления скважины канат удлиняют. Цилиндричность скважины обеспечивается поворотом долота во время работы.

Для очистки забоя от разрушенной породы буровой инструмент периодически извлекают из скважины, а в нее опускают желонку, похожую на длинное ведро с клапаном в дне. При погружении желонки в смесь из жидкости (пластовой или наливаемой сверху) и разбуренных частиц породы клапан открывается и желонка заполняется этой смесью. При подъеме желонки клапан закрывается и смесь извлекается наверх.

По завершении очистки забоя в скважину вновь опускается буровой инструмент и бурение продолжается.

Рис. 2. Классификация способов бурения скважин на нефть и газ

Во избежание обрушения стенок скважины в нее спускают обсадную трубу, длину которой наращивают по мере углубления забоя.

В настоящее время при бурении нефтяных и газовых скважин ударное бурение в нашей стране не применяют.

Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом вращательного бурения. При данном способе породы дробятся не ударами, а разрушаются вращающимся долотом, на которое действует осевая нагрузка. Крутящий момент передается на долото или с поверхности от вращателя (ротора) через колонну бурильных труб (роторное бурение) или от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового двигателя), установленного непосредственно над долотом. Турбобур - это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой в скважину промывочной жидкости. Электробур представляет собой электродвигатель, защищенный от проникновения жидкости, питание к которому подается по кабелю с поверхности. Винтовой двигатель - это разновидность забойной гидравлической машины, в которой для преобразования энергии потока промывочной жидкости в механическую энергию вращательного движения использован винтовой механизм.

По характеру разрушения горных пород на забое различают сплошное и колонковое бурение. При сплошном бурении разрушение пород производится по всей площади забоя. Колонковое бурение предусматривает разрушение пород только по кольцу с целью извлечения керна - цилиндрического образца горных пород на всей или на части длины скважины.

6. Система ППД

Поддержание пластового давления -- процесс естественного или искусственного сохранения давления в продуктивных пластах нефтяных залежей на начальной или запроектированной величине с целью достижения высоких темпов добычи нефти и увеличения степени её извлечения. Поддержание пластового давления при разработке нефтяной залежи могут осуществлять за счёт естественного активного водонапорного или упруговодонапорного режима, искусственного водонапорного режима, создаваемого в результате нагнетания воды в пласты-коллекторы при законтурном или приконтурном, а также при внутриконтурном заводнении. В зависимости от геологических условий и экономических показателей разработки выбирают тот или иной способ поддержания пластового давления или их комбинацию.

Поддержание пластового давления способом внутриконтурного заводнения является наиболее эффективным и экономичным, особенно для больших по площади нефтяных залежей. Его создают путём блокового, ступенчатого осевого, барьерного площадного, очагового или избрательного способов заводнения. При поддержании пластового давления в нефтяной части залежи через нагнетательные скважины закачивают воду или водогазовую смесь без добавок или с различными добавками, способствующими улучшению её вытесняющих свойств. Если нефтяная залежь имеет ярко выраженный свод, то в него для поддержания пластового давления нагнетают газ или воздух, вследствие чего создаётся напор искусственной газовой шапки. При расчёте процессов нагнетания определяют схему размещения нагнетательных скважин, суммарный объём закачки, приёмистость нагнетательных скважин, их число и давление нагнетания. Подбирается такая схема расположения нагнетательных скважин, которая обеспечивает наиболее эффективную связь между зонами нагнетания и отбора и равномерное вытеснение нефти водой.

При площадном заводнении в зависимости от геологического строения нефтяной залежи и стадии её разработки для поддержания пластового давления применяют рядное, 4-точечное, 7-точечное и другое расположение нагнетательных и добывающих скважин. В размещении скважин по правильной геометрической сетке могут допускаться отклонения, если площадное заводнение проводят дополнительно к ранее внедрённой системе заводнения с учётом её эффективности, геологического строения и состояния разработки пластов-коллекторов. Суммарный объём закачиваемого агента зависит от запроектированного отбора жидкости из залежи, от давления на линии нагнетания и большей частью от коллекторских и упругих свойств пластов. Число нагнетательных скважин при известном объёме закачки зависит от поглотительной способности каждой скважины при данной величине давления нагнетания. Поглотительная способность нагнетательных скважин определяется коэффициентом приёмистости, так же как производительность нефтяной скважины -- коэффициентом продуктивности. Максимальное давление нагнетания зависит от типа имеющегося насосного оборудования. Число нагнетательных скважин для каждой залежи нефти определяется отношением заданного объёма закачки воды в сутки к поглотительной способности одной скважины. Об эффективности процесса заводнения судят по увеличению текущей добычи нефти из действующих скважин. Применение поддержания пластового давления резко увеличило темпы отбора нефти, сократило сроки разработки нефтяных залежей, обеспечило высокие конечные коэффициенты нефтеотдачи.

7. Эксплуатация нефтяных и нагнетательных скважин

СШНУ -- комплекс оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью штангового насоса, приводимого в действие станком-качалкой.

Рис. 4. СШНУ:

1 - станок-качалка; 2 - полированный шток; 3 - колонна штанг; 4 - обсадная колонна; 5 - насосно-компрессорные трубы; 6 - цилиндр насоса; 7 - плунжер насоса; 8 - нагнетательный клапан; 9 - всасывающий клапан.

Штанговый насос (рис.4) опускается в скважину ниже уровня жидкости. Состоит из цилиндра, плунжера, соединённого со штангой, всасывающих и нагнетательных клапанов. Цилиндр невставного штангового насоса опускается на колонне насосно-компрессорных труб, а плунжер -- на колонне штанг внутри насосно-компрессорных труб; цилиндр вставного штангового насоса опускается вместе с плунжером на штангах и закрепляется на замковой опоре, установленной на конце насосно-компрессорных труб или на пакере; штанговый насос большого диаметра опускается целиком на колонне насосно-компрессорных труб и соединяется с колонной штанг через сцепное устройство. Существуют также: штанговые насосы с подвижным цилиндром и неподвижным плунжером, с двумя ступенями сжатия, с двумя цилиндрами и плунжерами, с камерой разрежения и др. Штанги соединяются в колонну с помощью муфт. Длина штанги 8-10 м, диаметр 12,7-28,6 мм. Используются также полые неметаллические штанги или непрерывные колонны штанг, наматываемые при подъёме на барабан. Длина колонны до 2500 м. При длине свыше 1000 м колонна штанг делается ступенчатой, с увеличивающимся кверху диаметром для уменьшения массы и достижения равнопрочности.

Станок-качалка преобразует вращение вала двигателя в возвратно-поступательное движение, передаваемое колонне штанг через гибкую подвеску и полированный шток. Применяются в основном механические редукторно-кривошипные, балансирные и безбалансирные, а также башенные и гидравлические станки-качалки. Максимальная длина хода точки подвеса штанг 1-6 м, максимальная нагрузка 1-20 тс, частота ходов в минуту от 5 до 15. Используют электрический, реже газовые двигатели (на нефтяном газе от скважины) мощностью до 100 кВт. Станок-качалка преобразует вращение вала двигателя в возвратно-поступательное движение, передаваемое колонне штанг через гибкую (канатную, цепную) подвеску и полированный шток. Применяются в основном механические редукторно-кривошипные, балансирные и безбалансирные, а также башенные и гидравлические станки-качалки. Максимальная длина хода точки подвеса штанг 1-6 м (башенные до 12 м), максимальная нагрузка 1-20 тс, частота ходов в минуту от 5 до 15. Используют электрический, реже газовые двигатели мощностью до 100 кВт.

Станция управления штанговой насосной установкой обеспечивает пуск, установку, защиту от перегрузок, а также периодическую работу. Дополнительное оборудование штанговой насосной установки: якорь для предотвращения перемещений нижнего конца насосно-компрессорных труб; хвостовик -- колонна насосно-компрессорных труб малого диаметра (25-40 мм) ниже насоса для выноса воды; газовые и песочные якори для защиты насоса от попадания свободного газа и абразивных механических примесей; штанговые протекторы (полимерные или с катками) для уменьшения износа труб и штанговых муфт в наклонных скважинах; скребки на штангах для удаления парафиновых отложений с насосно-компрессорных труб; динамограф, показывающий зависимость нагрузки от перемещения точки подвеса штанг, для технической диагностики узлов штанговой насосной установки.

Продукция скважины (нефть, вода, рассол) подаётся на поверхность по насосно-компрессорным трубам, обсадной колонне либо по полым штангам. Производительность при постоянной откачке до 300 м 3 /сутки, при меньших дебитах применяется периодическая добыча нефти.

Электроцентробежная насосная установка -- комплекс оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью центробежного насоса, непосредственно соединённого с погружным электродвигателем. Используют при добыче нефти и воды, в том числе рассолов. Электроцентробежная насосная установка для нефтяных скважин (рис. 5) включает центробежный насос с 50-600 ступенями; асинхронный электродвигатель, заполненный специальным диэлектрическим маслом; протектор, предохраняющий полость электродвигателя от попадания пластовой среды; кабельную линию, соединяющую электродвигатель с трансформатором и станцией управления. Ступень центробежного насоса содержит направляющий аппарат с рабочим колесом (рис. 6).

Рис. 5. Электроцентробежная насосная установка:

1 - электродвигатель; 2 - протектор; 3 - центробежный насос; 4 - кабель; 5 - устьевая арматура; 6 - трансформатор; 7 - станция управления; 8 - датчик.

Направляющие аппараты стянуты в цилиндрическом корпусе насоса, а рабочие колёса зафиксированы шпонкой на валу, подвешенном на осевой опоре и вращающемся в концевых и промежуточных радиальных опорах. Детали отливаются из специального чугуна, бронзы, коррозионно- и абразивостойких сплавов и полимерных материалов. Для уменьшения попадания в насос свободного газа перед ним устанавливается гравитационный или центробежный газосепаратор.

Электродвигатель состоит из статора, содержащего цилиндрический корпус, с запрессованными пакетами электротехнической стали, в пазах которых размещена обмотка, и подвешенного на осевой опоре ротора с закреплёнными на валу стальными пакетами, где размещена короткозамкнутая обмотка типа "беличье колесо"; между пакетами расположены радиальные опоры.

Протектор содержит уплотнение вала систему компенсации температурного расширения масла, в некоторых случаях гидравлический затвор с жидкостью большей плотности, чем скважинная среда и нейтральной по отношению к ней и маслу электродвигателя.

Трехжильный бронированный плоский или круглый кабель большого сечения имеет герметичный ввод в электродвигатель и соединяет последний через трансформатор со станцией управления. Станция осуществляет управление, контроль и электрический защиту электроцентробежной насосной установки от короткого замыкания, перегрузки, срыва подачи напряжения, снижения сопротивления изоляции. Трансформатор преобразует напряжение сети в рабочее, имеет ступенчатую регулировку для подбора режима работы. Применяются также преобразователи частоты для бесступенчатой регулировки частоты вращения электроцентробежной насосной установки и датчики давления и температуры электродвигателя, передающие сигнал об отклонении этих параметров от безопасных значений по силовому кабелю или сигнальной жиле.

Длина электроцентробежной насосной установки 25-30 м. При длине центробежного насоса и электродвигателя свыше 5-8 м (в зависимости от диаметра) они состоят из отдельных секций для удобства транспортировки и монтажа. Электроцентробежная насосная установка монтируется в вертикальном положении непосредственно в процессе спуска в скважину. Корпуса секций соединяют фланцами, валы -- шлицевыми муфтами. Установка опускается на заданную глубину на насосно-компрессорных трубах, подвешенных к устьевой арматуре с герметическим вводом кабельной линии в скважину. Кабельная линия крепится к насосно-компрессорным трубам снаружи поясами. При работе электроцентробежной насосной установки продукция подаётся на поверхность по насосно-компрессорным трубам. Реже применяют электроцентробежные насосные установки без насосно-компрессорных труб с пакером, подвеской на кабель-канате и подачей продукции по обсадной колонне. Производительность электроцентробежной насосной установки для нефтяной скважин от 15-20 до 1400-2000 м 3 /сутки, напор до 2500-3000 м, мощность электродвигателя до 500 кВт, напряжение до 2000 В, температура откачиваемой среды до 180°С, давление до 25 МПа.

Электроцентробежная насосная установка для воды содержит заполненный водой электродвигатель и насос с 5-50 ступенями. Производительность его до 3000 м 3 /сутки, напор до 1500 м, мощность электродвигателя до 700 кВт, напряжение 3000 В, температура воды до 40°С.

8. Исследование скважин

Исследование скважин -- комплекс методов для определения основных параметров нефтегазоводоносных пластов и скважин с помощью глубинных приборов; передача информации осуществляется по глубинному каналу связи.

Цель исследования -- получение данных для составления проектов, контроль за разработкой месторождений. Различают геофизические, гидродинамические, газогидродинамические методы, также дебитометрию, шумометрию и др. При гидродинамических исследованиях определяют параметры, характеризующие сравнительно большие участки исследуемых пластов-коллекторов, а также технологические характеристики скважин, уточняют геологическое строение пласта-коллектора, определяют гидродинамическую связь между пластами и скважинами и др.

При помощи дебитометрии в работающих нагнетательных и добывающих скважинах выделяют интервалы притока флюидов к забоям скважин, определяют дебиты отдельных пропластков, проницаемость, пьезопроводность, контролируют состояние обсадной колонны, затрубного пространства скважин и др. При глубинных исследованиях применяются манометры, термометры, расходомеры, шумомеры, комплексные глубинные приборы для измерения давления, температуры, дебита, водосодержания флюида. При гидродинамических глубинных исследованиях используется автоматическая промысловая электронная лаборатория.

9. Методы увеличения производительности скважин

Дебиты газовых скважин при одинаковых диаметрах, режимах эксплуатации пласта, величине пластового давления можно увеличить снижением фильтрационного сопротивления при движении газа в призабойной зоне пласта. Это возможно за счет образования каналов, каверн и трещин в ней, уменьшения содержания твердых частиц и жидкостей в поровых каналах.

Известны следующие методы воздействия на призабойную зону пласта.

1) Физико-химические: солянокислотная обработка(СКО); термокислотная обработка(ТКО); обработка поверхностно-активными веществами (ПАВ); осушка призабойной зоны сухим обезвоженным газом;

2) Механические: торпедирование; гидравлический разрыв пласта (ГРП); гидропескоструйная перфорация (ГПП); ядерный взрыв;

3) Комбинированные: ГРП+СКО; ГПП+СКО.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин зависит от литологического и минералогического составов пород и цементирующего материала газоносных горных пород, давления и температуры газа и пород пласта, толщины продуктивного горизонта, неоднородности пласта вдоль разреза.

Солянокислотная и термокислотная обработка призабойных зон скважин дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах (известняках, доломитах) и песчаниках с карбонатным цементирующим веществом. В песчаниках с глинистым цементирующим материалом эффективна обработка соляной и плавиковой кислотами (так называемой грязевой кислотой).

Солянокислотная обработка основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы.

В зависимости от пластовых условий на практике применяют 8--15%-ную соляную кислоту. Техническая соляная кислота поставляется заводами концентрированной, На промысле ее разбавляют водой до нужной концентрации.

Рис. 7. Схема проведения кислотной обработки.

Для снижения коррозии металлического оборудования в процессе СКО используют вещества, называемые ингибиторами коррозии, в качестве которых применяют формалин (CH 2 O), уникол ПБ-5, И-1-А с уротропином, а также сульфонол, ДС-РАС, диссольван 4411, нейтрализованный черный контакт.

Продукты взаимодействия кислоты с породой удаляются из пласта в процессе освоения скважины. Для облегчения этого процесса в кислоту добавляют интенсификаторы, снижающие поверхностное натяжение продуктов реакции - НЧК, спирты, препарат ДС и другие ПАВ.

Порядок добавления различных реагентов в кислоту при подготовке ее к закачке в скважину следующий: вода -- ингибиторы -- стабилизаторы (уксусная и плавиковая кислоты) -- техническая соляная кислота -- хлористый барий -- интенсификатор.

Кислота нагнетается в скважину в объеме от 0,5--0,7 до 3--4 м 3 на 1 м длины фильтра с помощью специальных агрегатов, например Азинмаш-30, смонтированных на автомашине КрАЗ-219, а также цементировочных агрегатов ЦА-300, ЦА-320М, 2АН-500. Время реакции кислоты с момента окончания закачки не должно превышать 6--8 ч. Результаты определяют по данным исследований скважин после обработки. Обработка считается успешной, если уменьшается коэффициент С, увеличивается дебит скважины при той же депрессии на пласт. Торпедирование, гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйную перфорацию и ядерные взрывы, обычно применяют в пластах, сложенных крепкими, плотными породами, имеющими небольшие проницаемость, пористость, но высокое пластовое давление.

Сущность гидравлического разрыва пласта -- создание на забое скважин высокого давления, которое превышало бы местное горное давление на величину, зависящую от прочностных свойств горных пород. При таком увеличении давления в пласте образуются трещины или расширяются ранее существовавшие, что приводит к значительному увеличению проницаемости пласта. Созданные трещины закрепляют крупнозернистым песком.

Рис. 8. Схема проведения гидравлического разрыва пласта:

1 - продуктивный пласт; 2 - НКТ; 3 - эксплуатационная колона; 4 - пакер

Давление гидравлического разрыва, ориентация и размеры образующихся при этом трещин зависят от горного давления, т. е. давления вышележащих горных пород, характера и параметров естественной трещиноватости газоносных пород, а также величины пластового давления. В процессе гидравлического разрыва пласта должны быть созданы такие условия, при которых в пласте возникают и закрепляются трещины. Скорости нагнетания жидкости разрыва должны быть такими, чтобы закачиваемый объем превышал приемистость пласта, подвергающегося гидравлическому разрыву. Необходимая скорость закачки зависит от вязкости жидкости разрыва и параметров призабойной зоны. Из этого следует, что в низкопроницаемых породах гидравлический разрыв может быть при сравнительно малых скоростях закачки с использованием жидкостей небольшой вязкости. В высокопроницаемых породах необходимо применять жидкости разрыва большой вязкости или существенно повышать скорости нагнетания.

нефтяной месторождение скважина производительность

10. Текущий и капитальный ремонт скважин

В процессе эксплуатации скважин фонтанным, компрессорным или насосным способом нарушается их работа, что выражается в постепенном или резком снижении дебита, иногда даже в полном прекращении подачи жидкости. Работы по восстановлению заданного технологического режима эксплуатации скважины связаны с подъемом подземного оборудования для его замены или ремонта, очисткой скважины от песчаной пробки желонкой или промывкой, с ликвидацией обрыва или отвинчивания насосных штанг и другими операциями.

Все ремонтные работы в зависимости от их характера и сложности разделяют на текущий и капитальный ремонты скважин.

К текущему ремонту относятся следующие работы:

Планово-предупредительный ремонт.

Ревизия подземного оборудования.

Ликвидация неисправностей в подземной части оборудования.

Смена скважинного насоса (ПЦЭН или ШСН).

Смена способа эксплуатации, переход с ПЦЭН на ШСН или наоборот и пр.

Очистка НКТ от парафина или солей.

Замена обычных НКТ на трубы с покрытием (остеклованные трубы).

Изменение глубины подвески насосной установки.

Подъем скважинного оборудования перед сдачей скважины в консервацию.

Специальный подземный ремонт в связи с исследованиями продуктивного горизонта.

Некоторые виды аварийных ремонтов, такие как заклинивание плунжера, обрывы штанг, обрывы скребковой проволоки или электрокабеля.

Перечисленные ремонтные работы, а также и ряд других выполняются бригадами подземного ремонта скважин, организуемыми в нефтедобывающем предприятии. К капитальному ремонту скважин относятся ремонтные работы, для выполнения которых приходится привлекать более сложную технику, вплоть до использования бурильных установок. К капитальному ремонту, в частности, относятся следующие работы:

Ликвидация сложных аварий, связанных с обрывом штанг, труб, кабеля и образованием в скважине сальников.

Исправление нарушений в обсадных колоннах.

Изоляция пластовых вод.

Работы по вскрытию пласта и освоению скважин в связи с переходом на другой горизонт.

Забуривание второго ствола.

Разбуривание плотных соляно-песчаных пробок на забое.

Гидравлический разрыв пласта.

Солянокислотные обработки скважин.

Установка временных колонн - «летучек», намывка и установка фильтров, ликвидация прихватов труб, пакеров и смятии обсадных колонн.

Операции по ликвидации скважин.

При подземном ремонте глубоких скважин применяют эксплуатационные вышки и мачты, стационарные или передвижные, предназначенные для подвески талевой системы, поддержания на весу колонны труб или штанг при ремонтных работах, проводимых на скважине.

Стационарные вышки и мачты используются крайне нерационально, т.к. ремонтные работы на каждой скважине проводятся всего лишь несколько дней в году, всё остальное время эти сооружения находятся в бездействии. Поэтому целесообразно использовать при подземном ремонте подъемники, несущие собственные мачты. Транспортной базой их служат тракторы и автомобили.

Подъемник -- механическая лебедка, монтируемая на тракторе, автомашине или отдельной раме. В первом случае привод лебедки осуществляется от тягового двигателя трактора, автомашин, в остальных от самостоятельного двигателя внутреннего сгорания или электродвигателя.

Агрегат -- в отличие от подъемника оснащен вышкой и механизмом для ее подъема и опускания.

11. Сбор и подготовка нефти, газа и воды

Сбор нефти и газа на промыслах -- подготовка нефти, газа и воды до такого качества, которое позволяет транспортировать их потребителям. Осуществляется посредством комплекса оборудования и трубопроводов, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и транспортировки их до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды (ЦПС).

Подобные документы

Разработка нефтяных месторождений. Техника и технология добычи нефти. Фонтанная эксплуатация скважин, их подземный и капитальный ремонт. Сбор и подготовка нефти на промысле. Техника безопасности при выполнении работ по обслуживанию скважин и оборудования.

отчет по практике , добавлен 23.10.2011

Общие сведения о промысловом объекте. Географо-экономические условия и геологическое строение месторождения. Организация и производство буровых работ. Методы увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин.

отчет по практике , добавлен 22.10.2012

Изучение технологических процессов бурения нефтяных и газовых скважин на примере НГДУ "Альметьевнефть". Геолого-физическая характеристика объектов, разработка нефтяных месторождений. Методы увеличения производительности скважин. Техника безопасности.

отчет по практике , добавлен 20.03.2012

Ликвидация нефте-газо-водопроявлений при бурении скважин. Методы вскрытия продуктивного пласта. Оборудование скважин, эксплуатируемых ЭЦН. Сбор, подготовка и транспортировка скважинной продукции. Этапы подготовки воды для заводнения нефтяных пластов.

курсовая работа , добавлен 07.07.2015

Краткая история развития нефтегазового дела. Понятие и назначение скважин. Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений и их эксплуатация. Рассмотрение методов повышения нефтеотдачи.

отчет по практике , добавлен 23.09.2014

Методы поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений. Этапы поисково-разведочных работ. Классификация залежей нефти и газа. Проблемы при поисках и разведке нефти и газа, бурение скважин. Обоснование заложения оконтуривающих разведочных скважин.

курсовая работа , добавлен 19.06.2011

Физические свойства и месторождения нефти и газа. Этапы и виды геологических работ. Бурение нефтяных и газовых скважин и их эксплуатация. Виды пластовой энергии. Режимы разработки нефтяных и газовых залежей. Промысловый сбор и подготовка нефти и газа.

реферат , добавлен 14.07.2011

Понятие о нефтяной залежи, ее основные типы. Источники пластовой энергии. Пластовое давление. Приток жидкости к скважине. Условие существования режимов разработки нефтяных месторождений: водонапорного, упругого, газовой шапки, растворенного газа.

презентация , добавлен 29.08.2015

Общая характеристика месторождения, химические и физические свойства нефти. Условия, причины и типы фонтанирования. Особенности эксплуатации скважин глубинными насосами. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Технология и оборудование для бурения скважин.

отчет по практике , добавлен 28.10.2011

Первичный, вторичный и третичный способы разработки нефтяных и газовых месторождений, их сущность и характеристика. Скважина и ее виды. Наклонно-направленное (горизонтальное) бурение. Искусственное отклонение скважин. Бурение скважин на нефть и газ.