Отчет по практике. 1 Общие сведения о промысловом объекте
 Скачать 6.08 Mb.
|
1 2 ВВЕДЕНИЕ ПАО «Татнефть» – крупнейшая российская нефтяная компания в которой всегда происходит развитие добычи нефти и газа, переработки нефти, нефтехимии, шинного комплекса, сети автозаправочных станций и блока сервисных структур. НГДУ Альметьевнефть» - организация с высокоразвитой техникой и технологией нефтедобычи и региональной инфраструктурой. В составе НГДУ 30 цехов и подразделений, в том числе 5 цехов по добыче нефти и газа, 2 цеха комплексной подготовки и перекачки нефти, цех поддержания пластового давления, цех автоматизации производства, 2 прокатно-ремонтных цеха эксплуатационного оборудования, цех капитального и подземного ремонта скважин, цех научно-исследовательских и производственных работ, крупнейшее в России управление технологического транспорта, не имеющие аналогов спортивно-оздоровительный цех, цех производственной эстетики и т.д. Среди аналогичных по фондам разработки основных площадей нефтедобывающих предприятий АО « Татнефть» НГДУ «Альметьевнефть» (НГДУ «АН») обуславливаемую самой низкой затратностью основного производства, что само по себе редко в условиях, когда трудноизвлекаемые запасы углеводородного сырья составляют около 2/3 всей добычи и растут из года в год. Низкая затратность достигается за счет того, что на каждом этапе разработки подбирается наиболее эффективное направление деятельности. Главной целью производственной практики является исследование состояния разработки Березовской площади Ромашкинского месторождения, проведение анализа текущего состояния разработки, исследование осложнений при эксплуатации скважин, изучение организации процесса ППД. При прохождении практики были усвоены геолого-физические характеристики, текущее состояние разработки, процесс ППД на Березовской площади, осложняющие факторы при эксплуатации, а так же КРС и ТРС. 1 Общие сведения о промысловом объекте Местоположение Березовской площади - северо-западная часть Ромашкинского нефтяного месторождения. В административном отношении Березовская площадь захватывает территорию Сармановского, Альметьевского, Акташского и районов РТ. По соседству с Березовской площадью расположены Северо-Альметьевская и Сармановская площади. Климат района умеренно-континентальный, температура воздуха зимой -14,3С, летом – 18,1С. Район Березовской площади имеет холмистость и характеризуется присутствием ассиметричных обширных, волнообразных плато. На территории площади протекают реки, такие как Степной Зай, Мензеля, Лесной Зай и Меля и их многочисленные притоки. По растительности район относится к зоне лесостепи. Наиболее близко к району месторождения размещен город Альметьевск, который разветвлен сетью дорог и Ж/Д магистралью, объединен не только с ближними городами, но почти и с каждым регионом РТ. Для района присуще большое количество предприятий и строительно-монтажной промышленности, богатство энергоресурсами и системой водоснабжения. На территории, захватываемой Березовской площадью, также выработаны многообразные отрасли с/х производства. 2 Геолого-физическая характеристика промыслового объекта 2.1 Характеристика геологического строения Березовская площадь была открыта в 1948 году, а в 1952 году введена в промышленную разработку. Осадочные породы Березовской площади представлены палеозойскими отложениями и залегают на породах кристаллического фендамента. Промышленные запасы располагаются в терригенных отложениях кыновского и пашийского горизонта верхнего девона, а также бобриковского горизонта нижнего карбона. Березовская площадь является частью пластово-сводовой залежи многопластового Ромашкинского месторождения и находится в северо-западной части. Основной эксплуатационный объект представлен отложениями кыновского и пашийского горизонтов, глубина залегания которых в среднем составляет 1750 м. При разработке месторождения было выделено семь пластов горизонтов Д0 и Д1( пласты - «а», «б1», «б2», «б3», «в», «гд»). Пласт Д0 наиболее распространен по площади (94% от административной). Продуктивные отложения горизонта ДI и пласта Д0 кыновского горизонта большей частью представлены переслаивающимися песчаниками, песчано-алевролитовыми породами. Общая толщина пластов Березовской площади изменяется в интервале от 1,7 м до 25,3 м, в среднем - 10,2 м. Среднее значение нефтенасыщенной толщины – 4,3% , а водонасыщенной - 6,1м. Обзорная схема расположения Березовской площади показана в Приложени А. 2.2 Основные параметры пласта Березовская площадь характеризуется основными чертами геологического строения Ромашкинского месторождения. Осадочная толща палеозоя, которая залегает на породах кристаллического фундамента, состоит из терригенных и карбонатных отложений девонской, каменноугольной и пермской систем. Березовская площадь в тектоническом отношении расположена в пределах пластово-сводовой залежи многопластового Ромашкинского месторождения, приуроченной к южному куполу Татарского свода, которая устанавливает похожие структурные планы пласта D0 и горизонта D1. Пласт D0 достаточно монолитен, но иногда на некоторых местах показан 2-3 пропластками, залегает в средней части кыновского горизонта и хорошо отделен от выше- и нижележащих отложений глинистыми образованиями. ГоризонтаD1 Березовской площади имеет следующие пласты: а, б1, б2, б3, вг. Пласты горизонта D1 и пласт D0 вскрыты различным количеством скважин и имеют различную насыщенность. Горизонт D0 характеризуется уменьшением нефтеносности. Пласт D0 и платы горизонта D1 разобщены глинистым прослоем, который в среднем составляет более 10м в соответствии с таблицей 2.1. Таблица 2.1 - Разность пластов D0 и D1 Березовской площади.
Максимальной площадью распространения коллекторов обладает пласт D0 на территории большинства блоков зоны отсутствия коллекторов, которые определяются малым количеством скважин. Наиболее трудной особенностью взаиморасположения всех типов коллекторов обладает третий блок. Водонасыщенный коллектор вскрыт единичными скважинами, а ВНЗ имеет вид ограниченной полосы между контурами нефтеносности на западе и северо-западе площади. Таблица 2.2 – Геолого-физические параметры Березовской площади.
Коллектора пласта "а" являются высокопродуктивными и занимают более 50% рассматриваемой площади. Они распространяются широкими поласамм с севера на юг. Зачастую на пласте "а" встречаются зоны отсутствия коллектора. Также у большей части коллектора происходит слияние с другими пластами. Прочая часть площади состоит из малопродуктивных коллекторов полосообразного строения или высокопродуктивных глин. Водонасыщенные зоны более многочисленны и наиболее распространены в границах третьего блока. По пласту “б1” резко уменьшается площадь вырабатывания продуктивных коллекторов, которая менее чем на 61% показана высокопродуктивными коллекторами. Развиты зоны водонасыщенных коллекторов. В пределах первого блока характерна - линзовидность строения. Для восточной части площади присущи разнообразные типы коллекторов, обхватывающих часть площади второго и третьего блоков. Для пласта “б” площадь продуктивных коллекторов немного выше, но они выработаны в основном в пределах первого и второго блока. Значительная доля территории площади охвачена зонами отсутствия коллекторов или зонами водонасыщенных коллекторов. 15% от общей административной площади занимают нефтенасыщенные коллектора пласта «б3», которые развиты в пределах центральной части первого блока. Преобладают высокопродуктивные коллектора представленные в виде линз меридионального направления. В их границах достаточно много зон, которые объединяются с пластом “б2”. Глинистые коллектора имеющие высокую и низкую продуктивность представлены в основном линзами. Пласт "в" занимает 10% Березовской площади и состоит из раздельных участков, которые ограничены внешним контуров нефтеносности в районе второго и первого блока. Также наблюдается присутствие малых линз. Данный пласт расположен в южной части блоков и развит в виде отдельных зон. Пласт "гд" является нефтенасыщенным в южной части первого блока. У данного пласта преобладают высокопроницаемые коллектора, ограниченные внешним контуров нефтеносности. По результатам геолого-промысловых исследований выявлена средняя глубина водонефтяного контакта. Диапазон её изменений находится в пределах 1481-1495м, а среднее значение по пласту 1495м. Проанализировав данные таблицы 2.3, можно сделать вывод, что средняя общая толщина D0+D1 составляет около 50 м, нефтенасыщенная - 8,3 м, а эффективная - 20,1 м. Наблюдается изменение нефтенасыщенной толщины по блокам как по D0+D1 так и по отдельному пласту D0 и горизонту D1. Таблица 2.3 – Показатели толщин Березовской площади Ромашкинского месторождения
Толщина пласта D0 может доходить до 8м и более, при средней толщине 5,5 м. Показатели нефтенасыщенных и эффективных толщин схожи. Толщина отложений горизонта D1 может достигать 49 м при средней приблизительно 43 м. Величины нефтенасыщенной и эффективной толщин различаются от общей. Проанализировав показатели нефтенасыщенных толщин отдельных пластов заметно, что средние их показания в целом отличаются незначительно. На участках объединения некоторых пластов толщина отложений может доходить до 22 м и более. Таблица 2.4 – Толщина нефтенасыщенности пласта D0 на Березовской площади Ромашкинского месторождения
Их таблицы 2.5 видно, что степень неоднородности отложений Березовской площади. Пласт D0 имеет высокое значение коэффициента песчанистости и относительно невысокая расчлененность, так как в наибольшем количестве разрезов он изображен одним-двумя пластами. По горизонту D1 коэффициент песчанистости и коэффициент расчленённости довольно резко разнятся. Это связано с тем, что в наибольшем количестве вскрытых пластов доля толщины разреза представлена неколлекторами. Таблица 2.5 - Песчанистость и расчленённость пластов Березовской площади.
2.3. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов Исследование физико-химических свойств нефти продуктивных отложений Березовской площади были проведены по пластовым пробам в ТатНИПИнефть и в лаборатории ТГРУ. Итоги изучений физико-химических свойств нефтей, представленные в таблицах 2.6 – 2.10, доказывают, что нефти анализируемых объектов схожи по своим свойствам, параметры нефтей пашийского горизонта характеризуются следующими значениями: плотность нефти меняется от 832 кг/м3, при среднем значении – 915,3 кг/м3; вязкость нефти - от 3,6 до 7,2 мПа.с, среднее – 5,3 мПа.с; парафинов - от 4,1 % до 9 %. Коллекторские свойства пластов пашийско-кыновских отложений Березовской площади представлены в Приложении Б. Физико-химические свойства разгазированной нефти пласта Д0 и Д1 Березовской площади представлены в Приложении В. Таблица 2.8 – Комплексный состав нефтяного попутного газа Березовской площади Ромашкинского месторождения
Таблица 2.9 – Комплексный состав пластовой воды Березовской площади.
В пластовым водах наблюдается высокое содержание кальция, они являются высокоминерализованными рассолами. Общая минерализация находится в пределах (цифры). По усреднённым значениям плотность воды равна 1236,5.... Вязкость колеблется в интервала от и до, а pH - 7,2. Газ подземных вод по составу является метановым. Газонасыщенность составляет 0,5-0,6. Значение упругости газа равна 7,8-11,МПа. Объемный коэффициент - 0,9873. 3 Анализ текущего СОстояния разработки 3.1 Характеристика показателей разработки В соответствии с первой Генеральной схемой разработки Ромашкинского месторождения Березовская площадь была выделена как самостоятельный объект, составленной ВНИИнефть в 1955 г. В 1952 году начато эксплуатационное бурение Березовской площади. Бурение и начало эксплуатации скважин Березовской площади совершалось с южной части к северной. На конец 1961 года эксплуатационных фонд составил 32 скважины, и было добыто 1256 тыс.т. нефти. С 1962 года по проектным документам выполненными ТатНИПИнефть ведется разработка Березовской площади Ромашкинского месторождения. Также как и на всем Ромашкинском месторождении, на Березовской площади разбуривание совершалось в несколько этапов. В 1961 году была разработана первая тех. схема разработки, предусматривающая бурение скважин по квадратной сетке 720х720 м, с расстоянием 1200м между первым рядом добывающих скважин до ряда нагнетательных скважин. По проектному документу планировалось разрезать площадь на три блока, в каждом блоке предполагалось внедрение пяти рядов добывающих скважин. Завершение бурения по данной сетке скважин было в 1968 году. В 1978 г. был выполнен проект разработки на основе убеждений и рекомендаций, изложенных в третьей Генеральной схеме для вовлечения в разработку не вовлеченных воздействием запасов. Утвержденный фонд составил 663 скважины. В уточнённом проекте, осуществленном в 1983г, вырабатывались дополнительные технологии, обращенные на вовлечение в разработку запасов нефти, которые располагаются в коллекторах с малой продуктивность, тупиковых зонах и линзах. Было намечено пробурить еще 353 дополнительных скважин и 37 скважин-дублеров. На конец разработки фонд скважин должен был составлять 1231 скважина и 52 скважин-дублеров. Рекомендуемое давление на устье нагнетательных скважин в коллектора со слабой проницаемостью должна была дойти до 27 МПа. Рассчитывалось большое применение методов повышения нефтеотдачи пластов. В настоящее время площадь разрабатыватся в соответствии с проектом разработки, который был принят ЦКР РФ (протокол № 1988 от 31.01.1996 г.) со следующими перспективами: дальнейшее улучшение системы ППД с помощью перевода добывающих скважин под нагнетание и дополнительного разрезания блоков по пласту Д0; бурение дополнительных 352 скважин и 153скважин-дублеров, общий фонд должен составлять 1238 скважин; усовершенствование системы ППД, с применением нестационарного заводнения; увеличение нефтеотдачи пластов при помощи закачки в 231 скважину ВУС; бурение не вовлечённых в разработку участков, тупиковых зон и изолированных линз. Березовская площадь разделена на 3 блока, расположенные с юга на север. Блоки северной (III) и южной частей (I, II) существенно отличаются по геологическому строению и распространению запасов нефти и нефтяных пластов. На І блоке нефтенасыщенные пласты пашийского горизонта. Блок имеет наиболее плотную сетку скважин и содержит примерно 70% запасов площади. Наибольшая величина добычи нефти по І блоку составляла более 60% отбора по площади. Для предотвращения снижения отборов и стабилизации уровней, нужно было увеличить объем КРС старых скважин, оптимизировать работу фонда, пробурить новые скважины в слабо-дренируемых зонах и улучшать системы закачки воды путем освоения очаговых скважин и восстановления закачки в Северо-Альметьевско-Березовском на ряду бурением новых скважин. Третий блок представлен краевой частью месторождения в котором нефтеносен исключительно верхний горизонт Д0. Для третьего блока характерна меньшая продуктивность и содержание минимальной доли извлекаемых запасов. При разработке 3 блока были выявлены недостатки, связанные с заводнением пластов. Закачка пресной воды повергла к снижению приемистости глинистых коллекторов кыновского горизонта. Так же, из-за закачки значительного объема пресной воды (до 400 – 900 м3/сут) на некоторых участках случилось разбухание глин, что повергло эксплуатационные колонны смятию. На настоящее время III блок практически полностью переведен на закачку методом МСП. Применение МСП кроме увеличения фильтрационных свойств пласта уменьшает мат. затраты на строительство водоводов высокого давления, эксплуатацию КНС, а также позволяет предотвратить коррозионное разрушение водоводов, процесс сульфатредукции в нефтяных пластах. Пробурено 32 водозаборные скважины. Соотношение действующих добывающих скважин к нагнетательным доведено до 1,2. Основные технологические показатели по Березовской площади представлены в Приложении Г. По изменению важнейших технологических показателей (рисунок 3.1) можно выделить 4 этапа разработки Березовской площади Ромашкинского месторождения.  Рисунок 3.1 – Изменение основных технологических показателей разработки Березовской площади Ромашкинского месторождения. Для I этапа (1962-1969гг.) характерно насыщенное бурение основного фонда скважин, резкое увеличение добычи нефти, ввод нагнетательных скважин. Скважины работали в основном фонтанированием. С самого начала разработки добыто 15632 тыс.т.нефти, 23654 тыс.м3 жидкости и закачано 25684 ыс.м3 воды, соотношение закачки к отбору жидкости составило-123,2%. II этап (1970-1976гг.) обусловлен вводом в разработку III блока, являющегося северной частью Березовской площади. III блок в большей части представлен горизонтом Д0, присутствует пласт «а» горизонта Д1 в южной и центральной части блока. Темпы отбора запасов от НИЗ- 1,7%, обводненность продукции достигла 46%. Максимальной добычи нефти 4578т.т. площадь достигла в 1972 году, обводненность добытой жидкости составила –21,7%, добыто от НИЗ 32,0%, годовой темп отбора от НИЗ –5,2%, от ТИЗ- 6,3%, КИН составил –0,163. С І по ІІ этап добыто 52468 тыс.т. нефти, что соответсвтует 52,3% от НИЗ , жидкости- 82035 тыс.м3, закачано воды- 88237 тыс.м3. На III стадии (1977-1987гг.) произошло резкое падение добычи нефти в результате отбора большей части запасов. Извлечено 72,4% от НИЗ. Темпы отбора от НИЗ упали до 1,2%. Отобрано с начала разработки 73998т.т. нефти, 169969т.м3 жидкости, закачано 191166 т.м3 воды. IV стадия (1988г – до наших дней). характеризуется снижением темпов выработки от НИЗ, в среднем 1-0,8% каждый год. Также как и на І этапе производится циклическая закачка, а также эксплуатация малодебитных добывающих скважин переедена на периодическую. 3.2. Распределение фонда скважин по объектам разработки, перечень По состоянию на начало 2014 года пробурено 1078 скважин. Под нагнетание выделены 260 скважин. Добывающих скважин - 823. За все время разработки Березовской площади, из пластов Д0 и Д1 добыть 89,2 миллионов тонн нефти. Коэффициент извлечения нефти - 0,53, а ВНФ - 1,6. За последние 13 лет темп отбора от начальных извлекаемых запасов варьируется в пределах 0,69-0,0,85. Тем отбора от текущих извлекаемых запасов находится в интервале 4,3-5,3%. Таблица 3.1 – Расшифровка добывающего фонда скважин Березовской площади.
На 2015 год добыто 82% от НИЗ, темп отбора от ТИЗ составил 15,2 % на 2015 год и КИН составляет 0,732 д.ед. На 2015 год было добыто 88856,1 тыс т. нефти, 182523 тыс.т воды и 274342 тыс.т жидкости. Средняя приемистость по нагнетательным скважинам равна 72 м3/сут. В таблице 3.2 представлено распределение обводнёности скважин Березовской площади. Таблица 3.2 - Обводнённость добываемой продукции Березовской площади.
 Рисунок 3.2 – Обводнённость добываемой продукции Березовской площади. На рисунке 3.2 заметно, что наибольшее количество скважин (30% от общего количества скважин) имеет обводнённость 50 - 90 % и более 90% - 27,2%, 90 скважин (25%) - составляет обводненность от 20 до 50 % и наименьшее количество скважин имеют обводненность до 2%. Следственно, значительная часть добывающих скважин высокообводненные, в связи с этим они находятся в тяжелых условиях эксплуатации. Таблица 3.3 – Фонд скважин по дебиту Березовской площади Ромашкинского месторождения.
Из изображенной выше таблицы видно, дебит до 4 т/сут характерен для 168 скважин (56,2% от общего добывающего фонда скважин), от 4 до 9 т/сут для 123 скважин (29,2%), от 9-22 т/сут для 61 скважин (16,2%) и с дебитом от 22 т/сут для 8 скважин (2,1%), но дебит данных 8 скважин не превышает 25 т/сут. Таблица 3.4 – Распределение дебита по используемому виду насосов (ЭЦН/ШГН) по Березовской площади.
 Рисунок 3.3 – Среднесуточный дебит по ЭЦН и ШГН на 01.01.2015г На Березовской площади используются ЭЦН, вставные толстостенный, трубные толстостенный и электроцентробежные модульные. Распределение насосов по дебитам нефти и жидкости представлены в таблице 3.4, насосы используются диаметров от 106 (27 мм) до 225(57,2 мм). Таблица 3.5 – Насосные агрегаты Березовской площади.
На Березовской площади применяется наземное оборудование как отечественного производства так и зарубежного (румынские, американские). Данные о распределение СК и ЦП по объекту представлены в таблице 3.6. Штанговая скважинная насосная установка представлена в Приложении Д. Таблица 3.6 – Распределение СК и ЦП по Березовской площади.
На Березовской площади применяются 4 типа устьевых арматур из которых устьевая арматура АУ представлена в 3 типоразмерах, по общему счету имеются устьевые арматуры следующих типов и типоразмеров: АН 65-21, АУ -140-50, АУ 140х50 5'', АУ 140х50 6'', АУЭ-140х50-01, АШК 50-14. Таблица 3.7 – Типы арматур применяемые на Березовской площади.
На Березовской площади наличествуют скв со скребками-центраторами №56891 №111335, №19735, скребки поликарбонического изготовления, этакие скребки наиболее благополучны в удалении парафина со стенок скважины, нанося минимальный вред металлу и цементному камню. Также Березовская площадь имеет и иное оборудование позволяющее лучше справляться с осложнениями возникающими в процессе эксплуатации. С целью объёмного дозирования различных ингибиторов применяется ДРГ-1. Для предотвращения выноса шлама, песка и растворенного газа используется газопесочный якорь, а именно ЯГП-1-108-04. Данный якорь крепится на приёме штанго-гидравлического насоса. Его использование способствует: - повышению дебита скважины на 30-60%; - увеличению межремонтного периода более чем в 2 раза; - разрушению призабойной зоны скважины; - предупреждению выноса песка; - устранению засорения насоса и гидроудара. Также для ловли и извлечения различных инструментов и предметов из скважины используют разнообразные ловильные инструменты. Штанговращатели применяют в искривлённых скважинах для: - предотвращения одностороннего истирания плунжера, муфта и штанг; - предотвращения отворота штанговой колонны; - удаления парафиновых отложений с НКТ пластичными скребками. Таблица 3.8 – Оборудование используемое на Березовской площади для борьбы с отложениями возникающими в процессе эксплуатации.
4 Организация процесса ППД на промысловом объекте. 4.1. Источники водоснабжения Так как Березовская истощена и обладает низким пластовым давлением, необходимо использовать систему ППД. Важнейшее предназначение системы водоснабжения при ППД - добыть необходимое количество воды, пригодной для заводнения пласта, перекачать её на КНС, а оттуда уже через нагнетательные скважины закачать в пласт. Источники водоснабжения отличаются качеством воды и её происхождением. На сегодняшний день происходит активное применение межпластовых и поверхностных вод для целей ППД. Поверхностные воды, такие как водохранилища, озера и реки, являются слабоминерализованными, но требуют дополнительной очистки. Для поддержания пластового давления на Березовской площади используют воды шешминского водозабора и реки Кама. Годовая закачка воды составила 3670,0 тыс. м3 из-за изливов потеряно 84,8 тыс.м3. Технологическая закачка (3621,5 тыс.м3) возместила жидкость в пластовых условиях на 118,1%. Утеряно за контур нефтеносности около 296,3 тыс. м3, вследствие возмещения отбора жидкости продуктивной закачкой составила 120,7%. За 2015 год переведено под закачку воды 9 скважин, по пласту До и нижней пачке пластов горизонта Д1. С момента начала эксплуатации добыто 123021,1 тыс. т. воды, водонефтяной фактор – 1,42, обводненность скважин составляет 76,9%. Для того чтобы снизить темпы снижения добычи нефти необходимо применять очаговое заводнение по коллекторам с малой продуктивностью и линзам. 4.2 Требования к закачиваемой воде Закачиваемая в пласт вода должна обладать физико-химическими свойствами, обеспечивающими длительную устойчивую приемистость пласта и высокую нефтеотмывающую способность. В тоже время она не должна ухудшать свойства нефти и пласта. Очищенная вода должна соответствовать нормам указанным в руководящем документе. Закачиваемая в пласт вода должна соответствовать нормам, указанным в таблице 4.1. Таблица 4.1- Требования к качеству и составу воды.
Содержание солей в пресной воде незначительно и составляет 1 грамм на литр. Различные механические примеси, газы и микроорганизмы также имеют малую концентрацию. Высокое содержание микроорганизмов и механических примесей приводит к закупориванию каналов фильтрации, что в свою очередь понижает приёмистость нагнетательных скважин. Для очистки воды от разнообразных микроорганизмов производят хлорирование. Сточных воды способны содержать в себе капельки остаточной нефти и большое количество разнообразных солей (их концентрация может достигать до 300 грамм на литр). Содержащиеся в нагнетаемого воде водоросли и микроорганизмы способны образовывать большое количество сероводорода. Этот сероводород, при подъёме продукции на поверхность оказывает коррозионное воздействие на всю систему добычи, что приводит к выходу из строя её элементов. Чистая же вода, при закачке в пласт, увеличивает приёмистость нагнетательных скважин и значительно снижает расходы на поддержание пластового давления. По этой причине вода нуждается в качественной очистки, что в свою очередь создаёт необходимость в достаточном количестве очистительных сооружений. Свойства очищенной воды должны быть такими, что бы при не высоком давлении сохранялась приёмистость нагнетательных скважин. Допустимые нормы содержания в нагнетаемой воде различных примесей устанавливаются в лабораторных исследованиях, или опытной закачкой воды в пласт. Таблица 4.2 –Показатели анализируемых сточных вод на Березовской площади на 01.01.2015 год
Из таблицы 4.2 видно, что содержание глобул нефти в закачиваемой воде содержится в диапозоне 39-49 мг/дм3 (при допустимом значении 61 мг/дм3), а содержание механических примесей находится в диапазоне 9-30 мг/дм3 (при допустимом значении 51 мг/дм3). 4.3 Оборудование нагнетательных скважин Нагнетательная арматура АН-65х21 применяется в системе МСП-ППД (66,2% скв. Березовской площади). АН-65х21 применяется для установки на устье нагнетательной скважины с целью её герметизации, обеспечения возможности проведения исследовательских, ремонтных, технологических работ на скважинах, обеспечения нагнетания технологической жидкости в пласт, а также, расположенных в районах с умеренным климатом.  Рисунок 4.1 - Нагнетательная арматура АН-65х21 Таблица 4.3 - Основные тех. характеристики АН-65х21
АН-65х21 позволяет уменьшить затраты времени на изменение режима работы скважины, так же не нужно перекрывать скважинный потока и нагнетательное давление, при этом снижаются потери материальных и финансовых ресурсов в связи с простоями скважин. Применение пакеров в нагнетательных скважинах помогает уберечь колонну НКТ от агрессивной воды и высокого давления. На Березовской площади Ромашкинского месторождения чаще всего применяют пакер М1-Х. Данный пакер позволяет находиться колонне НКТ в сжатом, нейтральном и растянутом положении.  Рисунок 4.2 - Эксплуатационный пакер М1-Х 5 ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН Из-за осложняющих факторов в процессе эксплуатации многочисленные скважины приходят к поломке и бездействию. На рассматриваемой площади главными и основными причинами ремонтов скважин являются следующие осложняющие факторы: отказ оборудования, отложения песка в насосе и засорение клапанов, отложения солей, АСПО, коррозия оборудования. Процесс отложения парафина обладает адсорбционным характером, для этого для предотвращения парафиноотложений используют специальные покрытия из гидрофильного материала. Покрытия изготавливаются из лакокрасочных материалов, стекла, стеклоэмали. Существуют различные метода устранения парафина: - при механических методах применяются пружинные скребков, периодически спускаемые в НКТ; -при тепловых методах прогревают трубы при помощи закачки пара; - для предотвращения отложений парафина применяют хим.реагенты, а также различные растворители. Чаще всего причиной поломки скважинного оборудования является коррозионное разрушение. Для того чтобы защитить внутрискважинное оборудование от коррозии закачиваются ингибиторы. Поскольку коррозию возбуждает водонефтяная эмульсия, предпочтительно использование водорастворимых ингибиторов. Также, одним из осложняющих факторов при эксплуатации на Березовской площади являются отложения солей. Обычно солеотложение происходит при закачке в пласт пресной воды для заводнения. Соли чаще всего откладываются на стенках НКТ подземного оборудования и в ПЗС. Солеотложения зачастую приводят к поломке скважинного оборудования, при котором необходимо проводить работы по капитальному ремонту скважин, что существенно снижает добычу нефти и увеличивает затраты на эксплуатацию. При удалении солеотложений совершают очистку скважин при помощи разрушения больших солевых пробок и путём проработки колонны расширителями, скребками с последующим шаблонированием, проводят обработоку скважин реагентами, эффективно растворяющими неорганические соли. На работу глубинного насоса отрицательно влияют свободный газ и песок, поступающие из пласта вместе с нефтью. Газ уменьшает наполнение, а следовательно, и производительность насоса, а песок приводит к его быстрому износу или к заклиниванию плущфра. Для борьбы с газом и песком применяются различные методы, из которых наиболее распространенным является установка ниже приема насоса специальных устройств - газовых или песочных якорей. На Березовской площади за период 2013-2015гг всем фонде скважин произошли осложнения по различным причинам связанные с отложением парафина в насосе, с отложением песка в насосе, отложение солей в насосе, коррозионное отверстие в НКТ, сквозная коррозия корпуса ПЭД. При ликвидации осложнений на Березовской площади проводились такие работы как: замена насоса на другой типоразмер, продолжительность эффекта данного ремонта составила 32 месяца, также производился ремонт и профилактика установок ОРЭ с продолжительностью эффекта 12 месяца, осуществляли перевод с УЭПН на УШСН эффект которого составил 10 месяцев, эффективность повторной перфорации продолжалась 20 месяцев. 6 Текущий и капитальный ремонт скважин Ремонт нефтяных скважин заключается в выполнении мероприятий по предупреждению и устранению неполадок работы подземной части оборудования и ствола скважины. В процессе использования нефтяных скважин существует возможность возникновения тех или иных неполадок, связанных как непосредственно со скважинами, так и с соответствующим подземным оборудованием. Под текущим ремонтом скважин подразумевается комплекс мероприятий, позволяющих восстановить производительность скважин и возможность ее эксплуатации, а также произвести реабилитацию или замену скважинного и устьевого оборудования. Помимо этого при текущем ремонте производится очистка забоя и подъемной колонны от накопившихся отложений и пробок, а также интенсификация продуктивности пласта и ОПЗ. Капитальный ремонт скважин - комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности эксплуатационных колонн, цементного кольца, призабойной зоны пласта, ликвидация аварий, спуск и подъем оборудования для раздельной эксплуатации и закачки. На Березовской площади за рассматриваемый период работы подземного ремонта скважин проводились на 463 скважинах. Таблица 6.1 – Ремонты проводимые на Березовской площади скважин при различных способах эксплуатации
В таблице 6.2 показаны данные по проведенным ПРС за 2015г, в основном подземный ремонт скважин осуществлялся на добывающих скважинах. Таблица 6.2 – Подземные ремонты скважин, проводимые на Березовской площади за рассматриваемый период
За рассматриваемы три года на Березовской площади подземный ремонт скважин осуществлялся на скважинах УШГН (95% от общего добывающего фонда скважин), а также на скважинах оборудованных УЭЦН (5% от общего фонда). 7 МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН Воздействие на прискважинную зону пласта осуществляется методами ОПЗ. Наибольшее количество работ по увеличению производительности приходятся на добывающие скважины. Таблица 7.1 – Технологии МУН по Березовской площади.
Всего насчитывается 150 обработок по объекту за прошедшие 2013-2015 года. Среднесуточный дебит увеличился от 0,6 до 6,3 тонн в сутки. Показатели по приросту дебита и продолжительности эффекта по технологиям методов увеличения нефтеотдачи пластов на Берёзовской площади представлены в таблице 7.2. Таблица 7.2 – Прирост дебита и продолжительность эффекта по технологиям МУН Берёзовской площади.
По табличным данным можно сделать вывод о том, что более эффективными МУН являются полимерные композиции ГРП и ПАВ, а также зарезал боковых и горизонтальных стволов. А также можно выделить ряд низкоэффективных технологий (все остальные технологии), что связано с: - несоответствием проведённых МУН руководящие документам; - низким количеством регариующих скважин; - неправильно подобраны участками; - некорректно выбраны составы полимерных композиций; - затрубной циркуляцией ствола скважины. Данные факторы способствовали снижению эффективности праведных мероприятий по увеличению нефтеотдачи.  Рисунок 7.1 - Продолжительность эффекта применения МУН и его дополнительный дебит на Березовской площади Соблюдение геолого-физических параметров пласта, технологии ремонта и успешный подбор скважины увеличивает успешность обработки и средний прирост дебита нефти. С целью увеличения коэффициента фильтрации призабойной зоны пласта и для увеличения коэффициента нефтеизвлечения производят обработку призабойной зоны. ОПЗ производится на всех этапах разработки. ОПЗП проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями. ОПЗ добывающей скважины - физическое, химическое или физико-химическое воздействие на породу пласта в около скважинной зоне с целью увеличения продуктивности. Для выбора способа ОПЗ необходимо изучить основания уменьшения дебита скважин и учитывать физико-химические свойства коллекторов, насыщение флюидами, а также результаты геофизические и гидродинамических исследований при оценивании ФЭС призабойной зоны пласта. Снижение проницаемости призабойной зоны в процессе эксплуатации происходит из-за проникновения жидкости глушения, проникновения пластовой воды в обводненные скважины при их остановке, набухания частиц глинистого цемента при насыщении его пресной водой, образования водонефтяной эмульсии, выпадения и отложения АСПО, проникновения в призабойную зону скважины мех. примесей, а также продуктов коррозии в процессе глушения. За 2013-2015 года было проведено 22 обработки ОПЗ по добывающему фонду Березовской площади. ОПЗ проведённые на добывающем фонде Березовской площади показаны в таблице 7.3. Таблица 7.3 – Технологии обработки призабойной зоны пластов Березовствой площади
 Рисунок 7.2 – ОПЗ по добывающему фонду скважин по доп. добычи Березовской площади. Кислотная обработка является наиболее распространенным и успешным мероприятием ОПЗ. Технологии КСМД применяются в участках пласта с небольшими ФЭС и в карбонатных породах, при условии следования особенностей скважины при подборе её для геолого-технологического мероприятия КСМД, технологии являются успешными и породах в терригенных коллекторов. Гидрокислотный разрыв пласта рассчитан на: - воздействие нетронутых участков пластов; - увеличения охвата разрабатываемого пласта; - повышение проницаемости породы; - растворение стенок пор. Этот вид ОПЗ относится к методам увеличения нефтеотдачи и к кислотный ОПЗ. Гидрокислотный разрыв пласта обладает большей эффективностью, нежели обычная кислотная обработка призабойной зоны. У нагнетательных скважин приёмистость зачастую уменьшается из-за кальматации и закупоривания пор. Кальматация порового пространства происходит из-за несоответствия заканчиваемой воды требованиям руководящих документов. 8 ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ И ОХРАНА ТРУДА НА ПРЕДПРИЯТИЯХ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Плановые мероприятия по технике безопасности и охране труда на нефте-газодобывающих предприятиях проводятся по номенклатуре. Создание безопасных условий труда для сотрудников является основной задачей охраны труда. Человек, его состояние здоровья и жизнь - это объекты охраны труда. Целью промышленной безопасности является снижение риска производственных аварий. Всё что потенциально может навредить человеку, привести к ухудшению его здоровья, или нанести ущерб окружающей среде является производственной опасностью. Обеспечением безопасного условия труда и безаварийной работы на предприятии ПАО "Татнефть" занимается ОПБиОТ (отдел промышленной безопасности и охраны труда). Для снижения риска при проведении работ, перед их началом проводится инструктаж. Ежегодно работники предприятий проходят проверку знаний, а каждые пять лет подтверждают или повышают свою квалификацию. Рабочий, на которого возложены обязанности по технике безопасности и охране труда производит вводный инструктаж для рабочих. Вводный инструктаж разрабатывается ОПБиОТ (отделом промышленной безопасности и охраны труда) и утверждается главным инженером. По нормативам продолжительность в водного инструктажа не должны быть менее двух часов. Перед выполнением особо опасных работ, ответственный руководитель обязан произвести инструктаж для рабочих и сделать соответствующие записи в журнале. Инструктаж по технике безопасности должен производится не реже трёх месяцев с внесение соответствующих записей в журнал. Движущиеся машины и механизмы, повышенная запыленность и загазованность воздуха, вибрации и шумы являются основными вредными и опасными факторами. Наличие в воздухе вредных и (или) взрывоопасных веществ в концентрациях близких или выше предельно допустимых норм является загазованностью. Датчик взрывоопасных концентраций применяется для своевременного обнаружения аварийной ситуации, связанной с высокой загазованностью. Рабочие зачастую выполняют свои обязанности вне помещений, по этому они подвергаются воздействиям различных климатических условий. Высокие перепады температуры приводят либо к перегреву организма и солнечном удару, либо к обморожению каких либо конечностей и переохлаждению. Работник должен снабжаться СИЗ к которым относятся: спецодежда, спецобувь, головные уборы, рукавицы, перчатки, приспособления для защиты органов дыхания, зрения, слуха. Спецодежда должна соответствовать регламенту ГОСТ 2.4.103-83. Спецодежда должна быть с термозащитой, воздухопроницаемой, с малой влагоёмкостью и нефтепроницаемостью. Спецобувь должна предохранять работника от механических и прочих повреждений, действия кислот, щелочей и других негативных факторов. . Список используемой литературы 1. Веб-сайт ПАО «Татнефть» http://www.tatneft.ru, раздел «НОУ ЦПК ПАО “Татнефть”». 2. Геологический отчет НГДУ «Альметьевнефть», 20010-2015 г. 3. Геологический отчет НГДУ «Альметьевнефть» за 2015 г. 4. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа [Текст] / М.М.Иванова, Л.Ф.Дементьев – М.:Недра, 2000.-186с. 5. Амелин И.Д., Андриясов Р.С., Гиматудинов Ш.К. и др. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений [Текст] / И.Д. Амелин, Р.С. Андриясов - М.: Недра, 1999.-238с. 6. Абдуллин Ф. С. Добыча нефти и газа [Текст] / Ф. С. Абдуллин -М., 1999.-243 с. 7. Ибатуллин Р.Р. Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений: Курс лекций. Часть 1. Системы и режимы разработки // Учебно-методическое пособие [Текст] / Р. Р. Ибатуллин - Альметьевск: АГНИ, 2007. 8. Годовой отчет НГДУ «Альметьевнефть» за 2013-2015 год. 9. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений [Текст] / А.И. Ширковский - М: Недра,1998.- 347с. 10. Покрепин, Б. В. Разработка нефтяных и газовых месторождений; Феникс Москва,2015.–320c. 11. Грайфер В.И., Галустянц В.А., Виницкий М.М., Шейнбаум В.С. Управление разработкой нефтяных и газовых месторождений [Текст] / В.И. Грайфер, В.А. Галустянц - М.: Недра, 2008.-299с. 12. Кабиров, М.М. Скважинная добыча нефти [Текст] / М.М. Кабиров, Ш.А. Гафаров – М: - ООО "Недра", 2010. - 416 с. 13.Данные КИС «АРМИТС» 14. Середа Н. Г., Муравьев В. М. Основы нефтяного и газового дела. Учебник для вузов [Текст] / Н.Г.Середа – М.: Недра, 1980, - 287с. 15. Казак А.С., Рост Н. И., Чичеров Л. Г. Погружные бесштанговые насосы для добычи нефти [Текст] / А.С.Казак, Н.И.Рост - М.: Недра, 1973. 16.Мухаметзянов А.К. и др., Добыча нефти штанговыми насосами [Текст] / А. К. Мухаметзянов - М.: Недра, 1993. 17. Адонин, А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами [Текст]/А.Н. Адонин// - М.: Недра, 1979. - 213с. 18. Кабиров, М.М. Скважинная добыча нефти [Текст] / М.М. Кабиров, Ш.А. Гафаров – М: - ООО "Недра", 2010. - 416 с. 19. Казак А.С. Новое в развитии техники и технологии механизированных способов добычи нефти [Текст] / А.С. Казак - М.: изд. ВНИИОЭНГ, 1974. 20. Еронин В.А. Поддержание пластового давления на нефтяных месторождениях [Текст] / В.А. Еронин – М.: Недра, 2003. - 211 с. 21. Газизов А.Ш., Газизов А.А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах [Текст] / А.Ш. Газизов - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999. - 285 с. 22. Персиянцев, М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях [Текст]/ М.Н. Персиянцев // М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. - 571 с 23. Будников В.Ф., Макаренко П.П., Юрьев В.А. Диагностика и капитальный ремонт обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах [Текст] / В.Ф. Будников – М.: Недра, 1997. – 226 с. 24. Арбузов В.Н. «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» [Текст] / В. Н. Арбузов – Томск, 2011. - 78с. 25. Инструкции по охране труда для рабочих цеха добычи нефти и газа. Уфа, 1998. 26. Калошин А.И. Охрана труда. М.: Издательство Агропромиздат, 1991. – 400с. Приложение А Схема размещения Березовской площади  Приложение Б Коллекторские свойства пластов пашийско-кыновских отложений Березовской площади
* - средневзвешенная по толщине ** - средневзвешенная по толщине и пористости Приложение В Таблица В1 - Физико-химические свойства разгазированной нефти пласта Д0 Березовской площади.
Таблница В2 - Физико-химические свойства разгазированной нефти пласта Д1
1 2 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||