Деятельность территориально-производственного предприятия 'Когалымнефтегаз'

Деятельность территориально-производственного предприятия 'Когалымнефтегаз'

Содержание

Введение

1.  Характеристика Южно-Ягунского месторождения

2.      Конструкция скважин и их забоев, способы освоения скважин

.        Эксплуатация фонтанных и газлифтных скважин

.        Эксплуатация скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками (ШСНУ)

.        Эксплуатация скважин, оборудованных электроцентробежными погружными насосными установками (ЭЦНУ)

.        Эксплуатация скважин малораспространенными насосными установками

.        Гидродинамические и промыслово-геофизические методы исследования скважин и пластов

.        Способы воздействия на призабойную зону скважин

.        Подземный текущий и капитальный ремонт скважин

10.    Организационная структура Ц-3 (Я)

Заключение

Список использованной литературы

Приложения

Введение

месторождение скважина пласт призабойный

Моя практика проходила на Южно-Ягунском месторождении в цехе добычи нефти и газа-3 ТПП "Когалымнефтегаз".

Цель моей первой производственной практики - это непосредственно на производстве ознакомиться с производственной деятельностью нефтедобывающего предприятия, одновременно углубляя теоретические знания, полученные в институте. По возможности перенять опыт квалифицированных специалистов по добыче нефти и газа, таких, как инженеры-технологи, геологи и мастера и операторы по добыче нефти и газа.

В разрезе Южно - Ягунского месторождения выделяется три продуктивных горизонта: в отложениях верхней юры - пласт ЮС1 и в нескольких осадках - горизонты БС11 и БС10. Кроме того, признаки нефтенасыщенности установлены в песчаниках акчимовской толщи. Основные запасы сосредоточены в горизонтах БС11 и БС10.

Месторождение открыто в 1978г. Цех добычи нефти и газа №3 Южно-Ягунского месторождения был основан в 1985году. Цех находится в 33 км севернее города Когалыма и разрабатывает участок Южно-Ягунского месторождения, представляющего собой центральную часть. Основными объектами разработки являются нефтеносные горизонты БС10/1+2, БС11/1+2, ЮС-1, в которых сосредоточено до 90% запасов месторождения.

В ЦДНГ-3 для добычи нефти используются 22 кустовые площадки, на которых находятся 233 нефтяные скважины (УЭЦН = 194, УШГН = 39), 153 нагнетательные скв. (ППД), 3 работающие водозаборные скв., 28 пьезометрических скв., 58 скв. в консервации.

Отличительной особенностью цеха от других цехов на этом месторождении является то, что здесь находятся также 2 кустовые площадки и 2 разведовательные скважины, закрепленные и обслуживаемые организацией "Лукойл-АИК" (Восточный купол). Также на территории цеха имеются такие важные объекты, как ДНС-3, КНС-3, РММ, АБК.

В цехе работают такие высококвалифицированные и дипломированные специалисты, как начальник цеха, зам.начальника по производству, зам.начальника по геологии, ведущий инженер-технолог, инженер-технолог 2 категории, геолог 2 категории, мастер ДНС и КНС, мастер по добыче нефти, газа и конденсата, механик цеха добычи, а также аварийно-восстановительные бригады и диспетчерская служба.

Месторождение по своим запасам нефти относится к разряду крупных. Запасы Южно-Ягунского месторождения являются высокопродуктивными, с обширными водонефтяными зонами. Выработка запасов идёт высокими темпами. Большая часть запасов уже отобрано и в настоящее время ведётся выработка запасов в заводнённой части залежей.

В гидрогеологическом отношении Южно-Ягунское месторождение приурочено к западно-сибирскому артезианскому бассейну, одного из наиболее крупных аккумуляторов подземных вод планеты.

Важным аспектом в добыче нефти в цехе добычи№3 является охрана труда, противопожарная безопасность и экологичность всех процессов, протекающих на производстве, а также соблюдение дисциплины и повышение уровня знаний рабочего персонала.

Перед прохождением практики мастером по добыче нефти и газа мне были выданы СИЗ и проведен первичный инструктаж по технике безопасности и поведении на производстве.

Производственная практика была необходима мне для углубления и закрепления знаний, полученных в учебном процессе в университете, а также для приобретения навыков самостоятельной работы в области нефтегазодобывающей отрасли.

1. Характеристика Южно-Ягунского нефтяного месторождения

В орогидрографическом отношении поверхность территории месторождения представляет собой слабопересеченную, сильно заболоченную равнину. Гидрографическая сеть представлена реками Ингу-Ягун, Кирилл-Высьягун, а также множеством мелких речек и ручьев. Реки спокойные, равнинные, со скоростью течения 0,3-0,8 м/сек на плесах и 0,8-1,2м/сек на перетоках. Характерна извилистость русла, наличие большого числа притоков, рукавов и песчаных кос. Реки мелководны, глубина их в наиболее сухое летнее время не превышает 0,5м. Во время паводков уровень воды поднимается до 2,5-5м.

Климат района резко континентальный. Средняя температура в январе составляет -23 град.С, минимальная -55град.С. Высота снежного покрова в среднем 1,0м, в пониженных участках до 1,5м. Глубина промерзания грунтов 1,0-1,5м. Средняя температура в июле +16град.С, максимальная +34 град.С. Среднегодовое количество осадков 500-550мм, из которых максимальное количество (400мм) выпадает в теплый период с апреля по октябрь. Количество дней с осадками- 190 в году.

Уровень грунтовых вод колеблется от 0,6 м (на болотах) до 10-15 м (на водоразделах).

Почвообразующими породами являются болотные и неоднородные, преимущественно песчано-супесчаные, осадки.

Район находится в зоне разобщенного залегания реликтовой мерзлоты. Реликтовая мерзлота залегает на глубине от 110 м до 290 м в виде сегментов, разобщенных сквозными тальниками в долинах больших рек и под крупными озерами.

Открытию многочисленных в Западной Сибири месторождений предшествовали многолетние геолого-геофизические исследования территории. До 1947 года они носили чисто описательный характер.

При анализе разработки месторождений Когалымского региона выявлены следующие основные геолого-промысловые особенности определяющие полноту выработки запасов нефти:

залежи нефти характеризуются высокой зональной и послойной неоднородностью пластов, приводящей к преимущественной выработке их высокопроницаемых зон и участков;

имеется большой процент трудноизвлекаемых запасов нефти, приуроченным к низкопроницаемым (менее 50 мД) и недонасыщенным коллекторам;

высокая неравномерность выработки пластов заводнением приводит к формированию групп активных и трудноизвлекаемых запасов, что обусловливает различную эффективность применения методов воздействия на нефтяные пласты.

Коллекторские свойства наиболее нефтеносных пластов БС10 и БС11 колеблются в широких пределах - пористость от 16 до 24,8 % (средняя 21-22 %), проницаемость от 0,002 до 0,086 мкм. кв. Коллекторы отличаются высокоудерживающей способностью, развитой удельной поверхностью порового пространства, высокой дисперсностью глинистого материала.

Свойства и состав нефти, газа

Несовершенство геометрии фильтрационных потоков, зональная неоднородность и аномальные свойства нефти (содержание асфальтенов, смол) ответственны за формирование застойных зон нефти.

Свойства и ионный состав пластовой воды.

Согласно "обязательного комплекса исследований" скважин проводятся исследования фонда скважин. Весь добывающий фонд оборудован телемеханикой для контроля за дебитом добываемой жидкости, контроля за состоянием фонда, контроля параметров работы ГНО. Для контроля за объемом закачиваемой воды по скважинам весь фонд нагнетательных скважин оборудован счетчиками СВУ. Контроль за объемом закачиваемой воды также осуществляется и по направлениям КНС. Продолжается внедрение методов нефтеотдачи пластов. В связи с высокой обводненностью в добываемой продукции наибольшую эффективность имеют гидродинамические и химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Применяются такие геолого-технологические мероприятия, как оптимизация режимов работающих добывающих скважин, реперфорация, ОПЗ и др. При росте объёмов добываемой жидкости наблюдается также рост темпа обводнения, связанный с вводом большого количества восстановленных из консервации и бездействия прошлых лет скважин с достаточно высокой обводнённостью.

В целом полученные данные позволяют сделать вывод о том, что вниз по разрезу нефть становится легче, с соответственным уменьшением вязкости, содержания асфальтенов, смол силикагелевых, серы и увеличением растворенного газа в нефти. Количество легких углеводородов СН4-С5Н12, растворенных в разгазированных нефтях, составляет 10-15%. Содержание азота, диоксида углерода и других неуглеводородных компонентов в газе незначительное и, как правило, в сумме не превышает 2,5% объемных. Молярная концентрация гелия в растворенном нефтяном газе относительно низкая, что характерно для района в целом.

2.      Конструкция скважин и их забоев, способы освоения скважин

Бурение - это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород. Скважиной (рисунок 1) называют горную выработку круглого сечения, сооружаемую без доступа в нее людей, у которой длина во много раз больше диаметра.

Верхняя часть скважины называется устьем, дно - забоем, боковая поверхность - стенкой, а пространство, ограниченное стенкой - стволом скважины. Длина скважины - это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина - проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин. Однако они не совпадают у наклонных и искривленных скважин.

Начальный участок скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4...8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором.

Для извлечения из пластов жидких и газообразных полезных ископаемых существуют различные методы вскрытия и оборудования забоя. В большинстве случаев в нижней зацементированной части эксплуатационной колонны, находящейся в продуктивном пласте, простреливают (перфорируют) ряд отверстий в стенке обсадных труб и цементной оболочке. В устойчивых породах призабойную зону скважины оборудуют различного типа фильтрами и не цементируют или обсадную колонну спускают до кровли продуктивного пласта, а его разбуривание и эксплуатацию производят без крепления ствола скважины. Устье в зависимости от её назначения оборудуют арматурой (колонная головка, задвижки, крестовина и др.).

Создание рациональной конструкции забоя скважин предусматривает сочетание элементов крепи скважины в интервале продуктивного пласта, обеспечивающих устойчивость ствола, разобщение пластов, проведение технико-технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционные и геофизические работы, а также длительную эксплуатацию скважин при оптимальном дебите. Иными словами, в понятие конструкции забоя скважины входит набор технико-технологических решений по оборудованию забоя и призабойной зоны скважин, обеспечивающих связь с пластом, при которых скважина будет работать с оптимальным (или максимальным) дебитом, а ПЗП, не разрушаясь (или при минимальном разрушении), позволяла бы работать длительное время без ремонта.

Определяющими факторами при выборе конструкции забоя и ее параметров являются тип и степень однородности продуктивного пласта, его проницаемость, устойчивость пород ПЗП, способ эксплуатации объекта, тип коллектора, механические свойства пород продуктивного пласта и условия его залегания а также наличие или отсутствие близко расположенных по отношению к коллектору горизонтов с высоким или низким давлением водонефтяного контакта или газовой шапки.

Поскольку конструкцию забоев нефтяных и газовых скважин выбирают с учетом литологических и физических свойств продуктивных пластов и местоположения скважины на залежи, то к примеру, на антиклинальной складке (рис. 2) скв. 2 не должна вскрыть пласт до подошвы, так как при этом ее забой будет находиться в обводненной части залежи. При бурении нагнетательной скв. 1, предназначенной для закачки воды в законтурную часть залежи, пласт следует вскрывать на всю его мощность, чтобы добиться высокой поглотительной способности. Если в подошве пласта не содержится вода, целесообразно вскрывать пласт в нефтяной части залежи на всю его мощность. При этом скважину заканчивают несколько ниже продуктивного пласта (скв. 3) и устраивают колодец (зумпф), в котором скапливаются породы, обваливающиеся со стенок скважин, песок, поступающий из пласта. Если скважина вскрыла газовую шапку (скв. 4), забой ее следует оборудовать так, чтобы притекающая нефть не увлекала газ из газовой шапки.

При выборе конструкции забоя целью является устойчивость ствола, возможность разобщения напорных горизонтов, проведения технико-технологических воздействий на пласт, обеспечение длительной эксплуатации скважины с оптимальным дебитом. Поэтому вопросы совершенствования и выбора конструкций забоя были и остаются актуальными.

Способы освоения скважин

После завершения подземного ремонта подъёмный агрегат демонтируют и приступают к освоению скважины. Фонтанные и компрессорные скважины осваивают методом снижения забойного давления, а глубинно - насосные пуском в работу насоса.

В основе применения всех способов вызова притока лежит принцип снижения давления на забое скважины ниже пластового, а также создание такой минимальной величины депрессии, при которой начинается приток из пласта в скважину. В этом и заключается сущность вызова притока.

Приступать к освоению скважины следует после спуска в нее колонны НКТ и другого необходимого оборудования, установки оборудования устьевого (устьевой арматуры) и соответствующей обвязки устьевой арматуры. Нижний конец (башмак) колонны НКТ в зависимости от конкретных условий может быть установлен в пределах интервала перфорации, а также выше или ниже последнего.

Вызов притока поршневанием <#"807415.files/image001.gif">   где k - проницаемость пласта, м2- толщина пласта, м

μ - динамическая вязкость жидкости, Па·с

Значения этого параметра ε наиболее характерно для призабойной зоны, т.к. здесь происходит наибольшее падение давления.

Для правильного проведения исследований необходимо, чтобы при каждой депрессии (или дебите) скважина вышла на установившийся режим. Установление режима в скважине может происходить в течение длительного времени - от нескольких часов до нескольких суток, поэтому обычно проводят исследования на 3-5 режимах.

Исследования на неустановившихся режимах дают наиболее полную информацию о свойствах пласта. Общая схема проведения этих исследований состоит в следующем. Создают определенное воздействие на пласт, например, изменением дебита или давления в скважине. Затем проводят наблюдение за изменением дебита или давления в некоторой точке пласта. По полученной информации определяют гидродинамические свойства исследуемого пласта. Различают 2 основных вида исследований - исследование скважин и гидропрослушивание.

Исследование скважин заключается в наблюдении за изменением давления или дебита скважины во времени вызванного изменением режима ее работы. Наиболее часто проводится метод снятия кривой восстановления давления (КВД). Скважину останавливают и следят за восстановлением забойного или устьевого давления во времени. Аналогично снимаются кривые падения давления (КПД) при пуске скважины в работу.

Методы обработки результатов гидродинамических исследований скважин основаны на различных математических моделях в зависимости от типа коллектора и реологических свойств пластовой нефти. Распространенным способом определения параметров пласта является обработка КВД в полулогарифмических координатах.

Исследование пласта методом гидропрослушивания заключается в изучении особенностей распространения возмущений по пласту между 2-мя скважинами. В одной из них, называемой скважинной - источником или возмущающей скважиной, изменяют режим, т.е. остановка, пуск в работу, а в другой - удаленной или в нескольких скважинах - реагирующих фиксируется изменение давления во времени.

Исследования на неустановившихся режимах позволяют качественно оценить изменение проницаемости или наличие непроницаемых включений в удаленных областях пласта. Наличие таких аномалий показывает вид концевых участков КВД

.2 Промыслово-геофизические методы исследования

Геофизические исследования в скважинах - группа методов, основанных на изучении естественных и искусственно создаваемых физических полей (электрических, акустических и др.), физических свойств горных пород <#"807415.files/image002.gif"> 15 %, что связано с опасностью коррозионного разрушения труб и оборудования. Однако в связи с широким использованием высокоэффективных ингибиторов коррозии и снижением опасности коррозии концентрацию кислоты в растворе увеличивают до 25 28 %, что позволяет повысить эффективность кислотной обработки. Длительность кислотной обработки скважин зависит от многих факторов - температуры на забое скважины, генезиса пород продуктивного пласта, их химического состава, концентрации раствора, давления закачки. Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта. Длительность кислотной обработки после продавливания составляет 12  16 ч на месторождениях с температурой на забое не более 40  и 2  3 ч при забойных температурах 100  150 .

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 1  4 мм. После гидроразрыва пласта производительность скважины часто увеличивается в несколько раз.

Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачки жидкости разрыва для образования трещин; закачки жидкости - песконосителя; закачки жидкости для продавливания песка в трещины.

Гидропескоструйная перфорация скважин - применяется для создания каналов, соединяющих ствол скважины с пластом при кислотной обработке скважины и других методах воздействия. Метод основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта. Жидкость с песком направляется к насадкам перфоратора по колонне насосно- компрессорных труб с помощью насосов, установленных у скважины.

Виброобработка забоев скважин заключается в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. При этом повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны.

Торпедирование скважин состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве образуется каверна, в результате чего увеличиваются диаметр скважины и сеть трещин.

Тепловое воздействие на призабойную зону используют в том случае, если добываемая нефть содержит смолу или парафин. Существует несколько видов теплового воздействия: электротепловая обработка; закачка в скважину горячих жидкостей; паротепловая обработка.

Термокислотную обработку скважин применяют на месторождениях нефтей с большим содержанием парафина. В этом случае перед кислотной обработкой скважину промывают горячей нефтью или призабойную зону пласта прогревают каким-либо нагревателем для расплавления осадков парафинистых отложений. Сразу после этого проводят кислотную обработку.

Кислотная обработка пласта применяется для обработки призабойной зоны скважины (ПЗС). Сущность кислотной обработки заключается в нагнетании кислотного состава в поровое пространство при давлении ниже давления разрыва. Кислотный состав растворяет часть породы и загрязнений, увеличивая тем самым проницаемость пласта. Обычно глубина обработки не превышает 1,0 - 1,5 м.

Основные виды кислотных обработок:

Простая;

Пенная;

Эмульсионная;

Загущенная кислота.

Эффективность соляно-кислотных обработок скважин зависит от концентрации кислоты, ее количества, давления при обработке, температуры на забое, характера пород и других факторов. Для проведения кислотных обработок объем и концентрация раствора кислоты планируются для каждой скважины различными параметрами.

Применяемые кислоты при кислотной обработке:

Соляной кислотой HCl 8-15%-ной концентрации растворяют карбонатные породы (известняки, доломиты), а также загрязняющие частицы.

Плавиковая кислота HF в смеси с соляной предназначается для воздействия на песчаники, а также для удаления глинистого раствора.

Уксусная кислота CH3COOH добавляется в соляную кислоту для замедления скорости растворения карбонатной породы.

Концентрированная серная кислота H2SO снижается вязкость нефти и

увеличивается дебит скважины; при смешении серной кислоты с нефтью образуется ПАВ, улучшающие приток нефти из пласта в скважину; предназначается для воздействия на продуктивные пласты, образованные песчаниками.

Угольная кислота применяется для воздействия на породы, содержащие карбонаты кальция и магния, а также асфальто-смолистые отложения.

Обработка скважин соляной кислотой нашла наиболее широкое распространение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны и часто встречающихся благоприятных для ее применения пластовых условий.

Кислотные ванны применяются во всех скважинах с открытым забоем после бурения и при освоении, для очистки поверхности забоя от остатков цементной и глинистой корки, продуктов коррозии, кальцитовых выделений из пластовых вод и др. Для скважин, забой которых обсажен колонной и перфорирован, кислотные ванны проводить не рекомендуют. Объем кислотного раствора должен быть равен объему скважины от забоя до кровли обрабатываемого интервала, а башмак НКТ, через который закачивают (раствор, спускается до подошвы пласта или забоя скважины. Применяется раствор НСL повышенной концентрации (15 - 20%), так как его перемешивания на забое не происходит.

Время выдержки для нейтрализации кислоты для данного месторождения устанавливается опытным путем по замерам концентрации кислоты в отработанном и вытесненном на поверхность через НКТ растворе.

Эффективность обработки оценивается или по замерам продукции скважины (приемистости ее) после обработки или по коэффициенту продуктивности, определенному в процессе последующего исследования скважины.

На рисунке - схема обвязки скважины при проведении простых кислотных обработок:

- устье скважины; 2 - обратный клапан; 3 - задвижка высокого давления; 4 - насос 4НК-500; 5 - агрегат Азинмаш 30А; 6 - емкость для кислоты на агрегате; 7 - емкость для кислоты на прицепе; 8 - емкость для продавочной жидкости; 9 - емкость для кислоты; 10 - линия для обратной циркуляции.

На рисунке - схема оборудования забоя скважины для ГРП:

- обсадная колонна; 2 - насосно-компрессорные трубы; 3 - скважинные манометры; 4 - якорь; 5 - пакер; 6 - продуктивный пласт; 7 - хвостовик для опоры на забой.

.        Подземный текущий и капитальный ремонт скважин

Подземные и капитальные ремонты скважин проводятся со значительными затратами времени и финансовых средств и приводят к невосполнимым потерям в добыче нефти. Поэтому задача снижения затрат и продолжительности ремонтно-восстановительных работ на основе организационных мероприятий на скважинах является актуальной и востребованной.

Поэтому подземный капитальный ремонт скважин связан с работами по восстановлению работоспособности самой скважины и эксплуатационного горизонта, а также с проведением мероприятий по охране недр и окружающей среды. В состав работ по капитальному ремонту входят мероприятия по устранению нарушений эксплуатационной колонны (слом, смятие, нарушение герметичности), по изоляции вод, по возврату и углублению скважины и по ликвидации скважины.

Цех подземного и капитального ремонта скважин (ПКРС) обеспечивает своевременный и качественный ремонт эксплуатационных, нагнетательных и водозаборных скважин, проводит мероприятия по интенсификации добычи нефти и повышению приемистости нагнетательных скважин.

Для проведения подземных и капитальных ремонтов скважин применяются трубные и штанговые элеваторы; трубные (цепные) и штанговые ключи.

.1 Текущий ремонт скважин

Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а так же по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии). В соответствии с Правилами ведения ремонтных работ в скважинах, введенными в действие с 01.11.97, к текущему ремонту относятся следующие работы

РАЗНОВИДНОСТИ ТЕКУЩЕГО РЕМОНТА СКВАЖИН:

Выше приведенные работывыполняются бригадой текущего ремонта скважин, однако в промысловой практике их чаще называют бригадами подземного ремонта скважин, что не совсем правильно, так как подземный ремонт скважины включает в себя как текущий, так и капитальный ремонт, т.е. это понятие шире. Бригадами текущего ремонта скважин могут выполняться работы по устранению некоторых аварий (напрмер, извлечение НКТ), не занимающих много времени.

.2 Капитальный ремонт скважин

Капитальным ремонтом скважин (КРС ) называется комплекс работ связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией сложных аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.  К капитальным ремонтам скважин относят работы, представленные в следующей таблице. Данные работы выполняют бригады капитального ремонта скважин.

Наряду с понятием текущий и капитальный ремонт скважины, введено понятие скважино-оперция по повышению нефтеотдачи пластов, также отнесенная к ремонтным работам в скважинах. Скважино-оперцией ремонтных работ по повышению нефтеотдачи пластов является комплекс работ в скважине по введению в пласт агентов, инициирующих протекание в недрах пласта физических, химических или биохимических процессов, направленныз на повышение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном участке залежи.

Данными работами занимаются, как правило, бригады капитального ремонта скважины или другие специализированные бригады, входящие в состав Управления повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин (УПНП и КРС).

.        Организационная структура ЦДНГ-3 (Я)

Основная цель системы управления ЦДНГ - обеспечение добычи нефти и газа, поддержание пластового давления, подготовка и транспортировка нефти и газа при соблюдении технологических режимов работы объектов на основании утвержденных норм отбора извлекаемой жидкости и газа, промышленной безопасности, охраны труда и охраны окружающей среды.

Структура и штат ЦДНГ разрабатываются в соответствии с нормативными требованиями и с учетом особенностей эксплуатации месторождений, территориальной разбросанности объектов, объема выполняемых работ.

На основе утвержденной организационной структуры разрабатывается штатное расписание Общества.

Штатное расписание разрабатывается Обществом самостоятельно и утверждается Генеральным директором Общества. Организационная структура цеха добычи нефти и газа утверждается приказом Генерального директора.

В цеху добычи главным руководящим звеном является начальник цеха. Ему непосредственно подчиняются и при необходимости замещают зам.начальника цеха по технологии и зам.начальника цеха по производству. Затем идут геолого-технологическая служба, а им уже подчиняются аварийно-восстановительные бригады (состоящие из машинистов кустовой насосной станции, машинистов дожимно-насосной станции, операторов по добыче нефти, газа и конденсата, слесарей-ремонтников). Наглядно эта орг.структура показана на приведенной ниже схеме. Также существуют многие подрядные организации, производящие ремонтные работы на территории данного цеха, которые подчиняются непосредственно начальнику цеха.

Относительно слабостей и возможностей рассматриваемого НГДУ можно отметить, что вовлечение работников цехов в процесс принятия решений и материальное стимулирование инновационной деятельности через рационализаторские предложения может осуществляться за счет увеличившейся прибыли, что позволит повысить заинтересованность работников в производственной деятельности, что в свою очередь повысить производительность труда. Также повысить производительность труда может усиление контроля над исполнением приказов и распоряжений путем использования материальных и нематериальных методов стимулирования работников.

.        Заключение

На производстве в цехе добычи нефти и газа № 3 меня ознакомили с различными способами добычи нефти, с нефтегазопромысловым оборудованием, скважинными насосными установками для подъема нефти, видами проводимых в НГДУ гидродинамических и промыслово-геофизических исследований скважин и пластов, охраной труда, техникой безопасности при выполнении работ на скважинах, способами обработки призабойных зон, с видами работ по подземному ремонту скважин, технологией их выполнения и т.д. Инженерно-технологическая служба и руководящий состав являются опытными и квалифицированными работниками, принимающими быстрые и правильные решения при возникновении проблем.

Немаловажное внимание уделяется охране окружающей среды, на месторождении при выезде на куст все работники используют индивидуальные средства защиты, а возникающие аварии быстро и качественно ликвидируются аварийно-восстановительными бригадами.

Для успешного выполнения целей и задач комплексного контроля за разработкой Южно-Ягунского месторождения предусматривается проведение следующих видов контроля:

контроль за освоением, техническим состоянием скважин и технологическими режимами их работы;

контроль физико-химических параметров попутно добываемой и закачиваемой воды;

контроль за энергетическим состоянием залежи;

определение гидродинамических параметров пласта, скважин и оценка их добывных возможностей;

контроль за направлением и скоростью фильтрационных потоков;

оценка степени и характера обводнения пластов и выработка запасов;

контроль эффективности мероприятий по воздействию на пласт и его призабойную зону.

С целью доизучения геологического строения месторождения и выявления новых залежей принята программа геологоразведочных работ. В качестве основного эффекта от проведения планируемых работ ожидается расширение контуров выявленных и разрабатываемых на данный момент залежей. Перспективными горизонтами являются горизонты БС11 и БС10.

Основные объемы работ, как по количеству, так и по технологической эффективности, связаны со сменой насосного оборудования (как правило, на более производительное) в целях оптимизации отборов жидкости. Ежегодно эти работы проводятся более чем на 100 скважинах, в основном эксплуатационных объектов БС10 и БС11. Основная доля мероприятий на Южно-Ягунском месторождении по оптимизации работы скважин приходится на последние пять лет. При разработке месторождений нефтяники активно используют перспективные методы бурения и повышения нефтеотдачи пластов, благодаря чему удерживается уровень добычи нефти. В 2012 году введено в эксплуатацию 284 скважины, предприятие добыло более 24,8 млн. тонн нефти.

Проблемы обеспечения технической безопасности и противоаварийной устойчивости промышленных производств и объектов повышенной опасности при рыночных отношениях имеют решающее значение. От их решения зависит успешная работа и экономическая устойчивость предприятия и нефтяной отрасли в целом.

Приобретенные на практике знания помогут мне в дальнейшем в работе на производстве в качестве специалиста.

.        Список использованной литературы

1.      Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: учебник для вузов, 2002.

2.      Бухаленко Е. И. Нефтепромысловое оборудование. М., Недра, 1990 г.

3.      Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М,: Недра, 1986.

4.      Ибрагимов Г. З., Сорокин В. А., Хисамутдинов Н. И., Химические реагенты для добычи нефти. М., Недра, 1986 г.

5.      Куличихин Н. И., Воздвиженский Б. И. Бурение нефтяных и газовых скважин, М., 1961;

6.      Куцын П.В. Охрана труда нефтяной и газовой промышленности: Учебник. - М.: Недра, 1987. - 217с.

7.      "Основы нефтепромыслового дела": Справочное пособие. - Сургут: "Нефть Приобья" ОАО "Сургутнефтегаз", 2004.

8.      Правила безопасности в нефтедобывающей промышленности (Госгортехнадзор СССР). - М.: Недра, 1974.

9.      Середа Н.С., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин,-М.:Недра,1994.

10.    Удянский С. Н.. Разведочное бурение, 2 изд., М., 1973.

Приложения

Рисунок 1. Конструкция эксплуатационной скважины на нефть и газ: 1 - направление; 2 - кондуктор; 3 - промывочная жидкость; 4 - цементный камень; 5 - эксплуатационная колонна; 6 - продуктивный пласт; 7 - перфорированные отверстия; 8 - колонная головка; 9 - задвижки; 10 - крестовина.

Рисунок 2. Антиклинальная складка.

Рисунок 3. Поршень для снижения уровня жидкости в колонне НКТ

- канат; 2 - грузовая штанга; 3 - клапан; 4 - полость патрубка; 5 - поршень.

Рисунок 4. Фонтанная арматура.

Рис. 5. Схема конструкций газлифтных подъемников

а - двухрядный подъемник; б - полуторарядный подъемник; в - однорядный подъемник; г - однорядный подъемник с рабочим отверстием

Рисунок 6. Общий вид станка-качалки.

Рисунок 7. Схема станка-качалки. 1 - подвеска устьевого штока; 2 - балансир с опорой; 3 - стойка; 4 - шатун; 5 - кривошип; 6 -редуктор; 7 - ведомый шкив; 8 - ремень; 9 - электродвигатель; 10 - ведущий шкив; 11 - ограждение;12 - поворотная плита; 13 - рама; 14 - противовес; 15 - траверса; 16 - тормоз; 17 - канатная подвеска.

Рисунок 8. Принципиальная схема скважинных штанговых насосов: а - невставной насос с штоком типа НГН-1; б - невставной насос с ловителем типа НГН-2; 1-нагнетательные клапаны, 2- цилиндры, 3 - плунжеры, 4 - патрубки- удлинители, 5-всасывающие клапаны, 6-седла корпусов, 7- захватный шток, 8 - второй нагнетательный клапан, 9 - ловитель, 10 - наконечник для захвата клапана; в - вставной насос типа НГВ-1: 1 - штанга, 2 - НКТ, 3 - посадочный корпус, 4-замковая опора, 5- цилиндр, 6- плунжер, 7 - направляющая трубка.

Рисунок 9. Скважина, оборудованная электро-погружной установкой.

Рисунок 10. Погружное оборудование УЭЦН

Рисунок 11. Конструкция дискового насоса по патенту Н.Тесла и вид современного рабочего колеса дискового насоса.