Отчет о практике. Лист для замечаний
 Скачать 0.55 Mb.
|
|
ЛИСТ ДЛЯ ЗАМЕЧАНИЙ ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ ............................................................................................................. 4 1 СТРУКТУРА ПРЕДПРИЯТИЯ .......................................................................... 5 2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ, ПРИМЕНЯЕМОЕ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ ......................................................................................................... 8 СИСТЕМА СБОРА И ПОДГОТОВКИ ПРОДУКЦИИ .................................... 18 3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ .................................................. 21 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ................................................................. 25 5 КИП И А ПРИМЕНЯЕМЫЕ НА ПРОМЫСЛЕ .............................................. 27 ВВЕДЕНИЕ Место прохождения учебной практики нефтедобывающее предприятиеАО «Самотлорнефтегаз», Управление организации буровых работ, производственный отдел реконструкции скважин. Специалисты производственного отдела реконструкции скважин в своей работе руководствуются локально-нормативными документами и положениями компании. Целями учебной практики являются ознакомление: 1) с организацией нефтегазового производства, задачами, функционированием и технологическим оснащением основных звеньев этого производства; 2) с организационной структурой производственного объекта по профилю специальности, его техническим оснащением, спецификой выполняемых работ, технологическими процессами, входящими в производственный цикл; 3) приобретением первичных умений и навыков научно-исследовательской деятельности. Задачами учебной практики являются: 1) знакомство с современными нефтегазовыми предприятиями, их структурой, технологическими процессами и оборудованием; 2) закрепление знаний, полученных при теоретическом изучении дисциплин в аудиториях университета; 3) приобретение опыта практической работы, в том числе самостоятельной деятельности на нефтегазовом предприятии; 4) осуществление сбора, обработки, анализа и систематизации научно- технической информации по теме индивидуального задания, выбор методик и средств решения задачи; 5) принятие участия в выполнении конкретной научно-исследовательской работы для развития и накопления специальных навыков для выполнения научно- исследовательской работы. 1 СТРУКТУРА ПРЕДПРИЯТИЯ АО «Самотлорнефтегаз» — одно из ключевых добывающих предприятий НК «Роснефть» в Западной Сибири. Ведет разработку Самотлорского месторождения. Учреждено в марте 1999 года в результате реорганизации АО «Нижневартовскнефтегаз». Самотлорское месторождение расположено в Нижневартовском районе ХМАО-Югра Тюменской области в 15-60 км севернее и северо-восточнее г. Нижневартовска. Является одним из крупнейших нефтяных месторождений в России и мире. Основными видами деятельности АО «Самотлорнефтегаз», владеющим 9-ю лицензионными участками, являются разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений, бурение параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных скважин, добыча, подготовка, переработка, транспортировка и реализация углеводородного сырья, обустройство нефтяных и газовых месторождений. Организационная структура управления – это упорядоченная совокупность органов, управляющих деятельностью предприятия. Организационная структура предприятия зависит от масштаба и технического уровня производства. Для осуществления оперативного руководства производством большое значение имеет установление наиболее рациональной структуры управления. Управление целенаправленно воздействует не только на коллективы, но и на производственные процессы, которые могут быть представлены в различных формах и осуществляются различными методами. Управление соединяет в единый целенаправленный поток организацию производственного процесса и складывающиеся отношения между людьми в этом процессе, охватывая все уровни производства на предприятии. Непосредственно управление производством осуществляется на основе планирования, организации работ (распорядительства), координации, мотивации труда, контроля, за исполнением решений и регулирования хода производства. Производственные подразделения предприятия действуют и развиваются в соответствии с определенными целями. Организационно-правовой статус «Самотлорнефтегаз» - акционерное общество. Акционерным обществом (АО) - признается коммерческая организация, уставный капитал которой разделен на определенное число акций, удостоверяющих обязательственные права участников общества (акционеров) по отношению к обществу. Правовое положение Общества, права и обязанности акционеров определяются ГК РФ и ФЗ от 26 декабря 1995 г. № 208-ФЗ «Об акционерных обществах». На предприятии - АО «Самотлорнефтегаз» действует линейно- функциональная структура управления. Преимущества организационной модели АО «Самотлорнефтегаз»: -оперативное решение поставленных задач; -соблюдение единых корпоративных политик; -иерархичная координация действий в решении производственных задач и делегирование полномочий руководителям. Аппарат управления представлен генеральным директором, его заместителями по направлениям бизнес-процесса, и подчиненных непосредственно им функциональных отделов и служб. Генеральный директор – это директор, возглавляющий управление предприятием. Он руководит всей деятельностью предприятия. Генеральный директор руководит коллективом через своих заместителей, а также через соответствующие функциональные отделы и службы. Главный инженер – заместитель генерального директора по управлению инфраструктурой и операционной поддержке, является первым заместителем генерального директора. Он осуществляет производственно-техническое руководство коллективом и наравне с генеральным директором несет полную ответственность за эффективность работы предприятия. Главный геолог – заместитель генерального директора по геологии и разработке месторождений, обеспечивает руководство департаментом планирования и реализации ГТМ и департаментом по геологии и разработке месторождений. Обеспечивает контроль, за разработкой всей геолого-технической документации и выполнением всех геологических работ и исследований. Заместитель генерального директора по бурению - обеспечивает контроль и сопровождение процессов строительства скважин. Сопровождение сопутствующего сервисного подряда при бурении скважин. Обоснование экономических показателей бизнес-процессов. Осуществляет годовое планирование и мониторинг выполнения производственных показателей. По состоянию на 01 января 2017 года численность АО «Самотлорнефтегаз» составила свыше 6(шести) тысяч штатных единиц. 2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ, ПРИМЕНЯЕМОЕ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ В скважину с фонтанной эксплуатацией спускают НКТ. Их следует подвесить на устье скважины и направить через них продукцию скважины, для чего необходимо герметизировать пространство между НКТ и эксплуатационной колонной. Для поддержания оптимального режима фонтанирования необходимо регулировать степень использования пластовой энергии, для чего создают противодавление, как правило, на устье. Кроме того, оборудование устья должно предусматривать возможность замера давлений в затрубном пространстве и на выкиде, ввода в скважину газа или жидкости. Эти задачи решает фонтанное устьевое оборудование, называемое фонтанной арматурой. Условия работы фонтанной арматуры определяются: 1) давлением газов и газонефтяной среды со стороны скважины; 2) наличием мехпримесей и скоростью его движения в арматуре; 3) характером фонтанирования; 4) химическим составом газа и нефти и их температурой. Основным фактором, влияющим на тип применяемого оборудования, является давление газа и газонефтяной смеси. При спущенных до забоя НКТ и наличии на забое свободного газа затрубное пространство будет заполнено сжатым газом, и давление будет равно забойному давлению (без учета веса столба газа). При закрытии скважины это давление будет близко к пластовому. Следовательно, при эксплуатации пласта, содержащего свободный газ, рабочее давление фонтанной арматуры следует принимать близким к пластовому. В первом приближении пластовое давление принимают равным гидростатическому. Глубина вскрываемых пластов, а следовательно, и пластовое давление колеблется в широких пределах. Для удовлетворения различным условиям фонтанирования по ГОСТ 13846-84 арматуру изготовляют по разным схемам. Зарубежные фирмы изготовляют фонтанную арматуру по стандарту АНИ6Т, что в основном соответствует нашему ГОСТу. По заказу потребителя арматура может быть изготовлена, например, на давление 210 МПа. Устье скважины заканчивается колонной головкой, которая обвязывает, т.е. соединяет между собой техническую и обсадную (эксплуатационную) колонны, и герметизирует пространство между ними. На верхний фланец колонной головки устанавливают фонтанную арматуру с манифольдом. В свою очередь, фонтанная арматура состоит из трубной головки и елки. 1 – пласт; 2 – интервал перфорации; 3 – штуцер; 4 – отсекатель; 5 – колонная головка; 6, 8 – манометры; 7 – лубрикатор; 9 – 11, 15 – задвижки; 12 – штуцер; 14 – катушка; 16 – импульсная линия; 17 – НКТ; 18 – пакер; 19 – воронка; 20 – обсадная колонна. Рисунок – Оборудование фонтанной скважины Насосно-компрессорные трубы (НКТ) Для регулирования работы скважины спускают колонну насосно- компрессорных труб. Диаметр труб и глубину их спуска выбирают из условия оптимизации работы фонтанного подъемника. Насосно-компрессорные трубы (НКТ) предназначены для добычи жидкости и газа из скважин и проведения различных ремонтных работ. Условное обозначение труб должно включать: тип трубы (кроме гладких труб), условный диаметр трубы, толщину стенки, группу прочности и обозначение стандарта. Условное обозначение муфт включает: тип трубы (кроме муфт к гладким трубам), условный диаметр, группу прочности и обозначение стандарта. На наружной и внутренней поверхности труб и муфт не должно быть раковин, расслоений, трещин. Допускается вырубка и зачистка этих дефектов при условии, если их глубина не превышает предельного минусового отключения по толщине стенки. Заварка, зачеканка или заделка дефектных мест не допускается. Газлифт Газлифтная скважина - это по существу та же фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу. По колонне труб 1 газ с поверхности подается к башмаку 2, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам 3. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости. В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность. Все понятия и определения, изложенные в теории движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, в равной мере приложимы к газлифтной эксплуатации скважин и служат ее теоретической основой. Существуют различные системы газлифтной добычи нефти, отличающиеся источником и схемой подачи рабочего газа. Центром системы является источник рабочего агента: компрессорная станция, газ газового месторождения под высоким давлением, газовая скважина, пробуренная в разрезе этого же нефтяного месторождения. Как показано выше, газлифт в случае подачи газа под давлением пласта или магистральных газопроводов бывает и бескомпрессорным. В свою очередь, бескомпрессорный газлифтподразделяют на: 1) внутрискважинный газлифт; 2) автономный газлифт; 3) магистральный газлифт. В случае бескомпрессорного газлифта потребуется лишь осушка и очистка газа. Обязательным условием применения бескомпрессорного газлифта является утилизация отработавшего газа вместе с попутным нефтяным газом. На старых сильнообводненных месторождениях возможно применение и системы компрессорного эрлифта, в которой используется в качестве рабочего агента воздух. Это упрощает компрессорную станцию, но обусловливает необходимость сжигания попутного нефтяного газа, смешанного с воздухом. Кроме того, воздух вызывает интенсивную коррозию оборудования, образование в скважине железистых сальников из окалины, снижает эффективность работы подъемника, повышает пожаре- и взрывоопасность объектов системы газлифта. Давление рабочего агента, которое выбирают исходя из условия обеспечения минимума затрат на строительство и эксплуатацию системы при обеспечении заданного дебита скважин, достигает в современных системах 10-11, а в отдельных случаях - 15 МПа. Наибольшее число элементов в системе газлифта, более сложное оборудование применяются в случае компрессорного газлифта. Современный газлифтный комплекс представляет собой замкнутую герметичную систему высокого давления. Рисунок – Принципиальные схемы газлифта Основными элементами этой схемы являются: скважины 1, компрессорная станция 5, газопроводы высокого давления, трубопроводы для сбора нефти и газа, сепараторы различного назначения 7, газораспределительные батареи 4, групповые замерные установки 5, системы осушки и очистки газа с регенерацией этиленгликоля 6, дожимные насосные станции, нефтесборный пункт, система управления и контроля за работой системы, система энергообеспечения. Система автономного и внутрискважинного газлифта намного упрощается. Центром всей системы является компрессорная станция, включающая, кроме компрессорных агрегатов, входные и выходные сепараторы, промежуточные холодильники, систему осушки газа и измерения его расхода. Газ на компрессорную станцию собирают после сепараторов первой ступени, куда поступает вся продукция участка — как газлифтных скважин, так и остальных. От компрессорной станции через станцию подготовки по газопроводу высокого давления рабочий агент доставляют к газораспределительным батареям для распределения его по скважинам, измерения и регулирования расхода. Выходящий из скважины газ поступает на комплексный сборный пункт по газопроводу низкого давления. 1 – скважины; 2 – приводный агрегат; 3 – компрессорные станции; 4 – манифольд газа высокого давления; 5 – замерный сепаратор; 6 – абсорбер; 7 – групповой сепаратор; 8 – газ высокого давления; 9 – газ низкого давления; 10 – продукция со скважины; 11 – нефть после сепаратора. Рисунок – Схема замкнутого цикла газлифтного комплекса Штанговые насосы Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) предназначены для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность. В настоящее время ШСНУ, как правило, применяют на скважинах с дебитом до 30.40 м3 жидкости в сутки, реже до 50 м3 при средних глубинах подвески 1000.1500 м. В неглубоких скважинах установка обеспечивает подъем жидкости до 200 м3/сут. В отдельных случаях может применяться подвеска насоса на глубину до 3000 м. Широкое распространение ШСНУ обусловливают следующие факторы: 1) простота ее конструкции; 2) простота обслуживания и ремонта в промысловых условиях; 3) удобство регулировки; 4) возможность обслуживания установки работниками низкой квалификации; 5) малое влияние на работу ШГНУ физико-химических свойств откачиваемой жидкости; 6) высокий КПД; 7) возможность эксплуатации скважин малых диаметров. Станки-качалки предназначены для преобразования вращательного движения вала электродвигателя в возвратно-поступательное движение колонны насосных штанг и плунжера насоса, а также для восприятия веса колонны штанг и столба смеси над плунжером при откачке продукции скважины. Условное обозначение станка-качалки по ГОСТ 5866-76: СК2-0,6-250 — станок-качалка с наибольшей допустимой нагрузкой на устьевой шток 2 т, наибольшей длиной хода устьевого штока 0,6 м, наибольшим допускаемым крутящим моментом на ведомом валу редуктора 2,5 кН·м. 1 — фундамент; 2 — рама; 3 — электродвигатель; 4 — редуктор; 5 — кривошип; б — груз; 7 — шатун; 8 — груз балансира; 9 — стойка; 10 — балансир; 11 — механизм фиксации головки балансира; 12 — головка балансира; 13 — канатная подвеска; 14 — сальниковый шток; 15 — оборудование устья скважины; 16 — обсадная колонна; 17 — насосно-компрессорные трубы: 18 — колонна штанг; 19 — глубинный насос; 20 — газовый якорь; 21 — сальник устьевой; 22 — муфта трубная; 23 — муфта штанговая; 24 — цилиндр насоса; 25 — плунжер насоса; 26 — нагнетательный (выкидной) клапан; 27 — всасывающий клапан. Рисунок – Штанговая глубинно-насосная установка уэцн В основе всех способов механизированной добычи нефти лежит ввод в поток продукции энергии от внешнего источника. В настоящее время для этой цели можно использовать практически все известные формы энергии: сжатого газа (газлифт), тепловую (термолифт), механическую (ШСНУ), электрическую, гидравлическую и пневматическую. Последние три способа подвода энергии используют при эксплуатации скважин бесштанговыми насосами. Усложнение требований к насосным установкам в связи с ростом глубины скважин, необходимостью достижения заданных дебита, напора и мощности, появлением сильно искривленных скважин, а также вследствие разнообразных осложнений — высокой вязкости продукции, наличия песка, высокого газосодержания, отложения солей, смол и парафина — послужило основой для появления разнообразных установок бесштанговых насосов, основанных на использовании видов привода, не имеющих подвижных деталей в стволе скважины. В этих случаях к насосу подводят либо электрическую энергию по специальному кабелю, либо поток энергонесущей среды – жидкости, сжатого газа, теплоносителя по трубе. Установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН) предназначены для откачки из нефтяных скважин пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ и механические примеси. Условия эксплуатации УЭЦН: 1) максимальное содержание попутной воды - 99%; 2) водородный показатель попутной воды - 5,0-8,5 рН; 3) плотность жидкости - 700-1400 кг/м3; 4) максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и КПД - 1 мм2/сек; 5) максимальная массовая концентрация твердых частиц для насосов: - обычного исполнения - 0,1 г/л, коррозионностойкого исполнения (К) - 0,5 г/л, коррозионноизносостойкого исполнения (КИ) - 1,0 г/л; 6) максимальное содержание свободного газа па приеме насоса - 25 %; 7) максимальная концентрация сероводорода (H2S) для насосов: обычного исполнения - 0,01 г/л, коррозионностойкого (К) и коррозионноизносостойкого (КИ) исполнений - 1,25 г/л; 8) максимальная температура откачиваемой жидкости - 150°С; 9) максимальное гидростатическое давление в зоне подвески установки кгс/см2. Рисунок – Схема УЭЦН Установка погружного центробежного насоса включает в себя погружное и наземное оборудование. В погружное оборудование входит: электронасосный агрегат, который спускают в скважину под уровень жидкости на колонне насосно- компрессорных труб (НКТ). Электронасосный агрегат состоит из: электродвигателя с гидрозащитой, газосепаратора, центробежного насоса, а также обратного и сливного клапанов. К наземному оборудованию относится: электрооборудование установки и устьевое оборудование скважины (колонная головка и устьевая арматура, обвязанная с выкидной линией). Электрооборудование, в зависимости от схемы токоподвода, включает в себя либо комплектную трансформаторную подстанцию для погружных насосов (КТППН), либо трансформаторную подстанцию (ТП), станцию управления итрансформатор. Электроэнергия от трансформатора (или от КТППН) к погружному электродвигателю подается по кабельной линии, которая состоит из наземного питающего кабеля и основного кабеля с удлинителем. Соединение наземного кабеля с основным кабелем кабельной линии осуществляется в клеммной коробке, которая устанавливается на расстояние 3-5 метров от устья скважины. СИСТЕМА СБОРА И ПОДГОТОВКИ ПРОДУКЦИИ Сбор добываемой нефти - это процесс транспортирования по трубопроводам нефти, воды и газа от скважин до центрального сборного пункта (ЦСП). С ЦСП нефть направляется на нефтеперерабатывающий завод, газ - в основном на газоперерабатывающий завод, а пластовая вода, добытая вместе с нефтью, - к нагнетательным скважинам. Современные системы сбора скважинной продукции, герметизированные и напорные, т.е. не контактирующие с кислородом воздуха, движение газожидкостной смеси осуществляется под действием напора, создаваемого насосами. При проектировании систем сбора продукции на месторождениях Западной Сибири учитывались следующие особенности: 1) высокие темпы добычи и обводненности нефти; 2) заболоченность территории; 3) кустовой способ бурения скважин; 4) сравнительно невысокие давления на устье скважин. К числу основных требований, предъявляемых к системам сбора, транспортирования и подготовки нефти, газа и воды на промыслах, относятся: 1) автоматическое измерение количества нефти, газа и воды по каждой добывающей скважине; 2) обеспечение герметизированного сбора скважинной продукции по всему пути движения; 3) доведение нефти, газа и воды на технологических установках до норм товарной продукции; 4) автоматический учет товарной продукции и передача их товарно- транспортным организациям; 5) полная утилизация нефтяного газа; 6) надежность и маневренность технологических установок, возможность их полной автоматизации; 7) изготовление оборудования технологических установок и основных узлов систем сбора нефти, газа и воды индустриальным способом в блочном и мобильном исполнении с полной автоматизацией технологических процессов. Продукция добывающих скважин поступает на групповую замерную установку типа "Спутник", где периодически производится замер дебита каждой скважины в автоматическом режиме. После ГЗУ продукция скважин по общему коллектору подается на комплексный сборный пункт. На комплексном сборном пункте происходит дозированная подача химических реагентов, способствующих разрушению нефтяных эмульсий и снижающих коррозионную активность пластовой воды. Ингибированная продукция поступает на первую ступень сепарации - дожимную насосную станцию (ДНС), где происходит отделение основной массы газа от жидкости. Частично разгазированная нефть направляется на установку по подготовке и перекачке нефти (УППН). Основными функциями УППН являются: обессоливание, обезвоживание и стабилизация нефти. Газ отделенный от нефти на ДНС и на УППН направляется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Вода, отделенная в процессе обезвоживания, направляется на установку по подготовке воды (УПВ), далее через кустовые насосные станции подается в нагнетательные скважины системы ППД. Товарная нефть с УППН направляется через узел учета количества и качества нефти на центральный сборный пункт. Подготовка нефти, газа и воды. Процесс получения товарной продукции называется промысловой подготовкой нефти. Она включает технологические процессы сепарации, стабилизации, обезвоживания и обессоливания нефти, очистку сточной воды от эмульгированной нефти и механических примесей, а также осушку и очистку нефтяного газа. Промысловая подготовка нефти вызвана необходимостью уменьшить транспортные расходы, предотвратить образование стойких эмульсий, не допустить гидратообразования в газопроводах, сохранить приемистость водонагнетательных скважин, уменьшить коррозионное разрушение внутрипромыслового,, магистрального, заводского оборудования и трубопроводов при транспорте нефти, газа и воды. Процесс отделения нефти от газа на ДНС и УППН осуществляется в специальных аппаратах - сепараторах. По принципу действия сепараторы классифицируются: гравитационные, инерционные, центробежные, по форме емкости - цилиндрические, сферические, по расположению в пространстве - вертикальные, горизонтальные, наклонные, по количеству разделяемых фаз - двухфазные, трехфазные. Процесс обезвоживания нефти происходит в гравитационных отстойниках и резервуарах. Для ускорения процесса отделения нефти от воды скважинную продукцию иногда нагревают в специальных печах. Отделение от нефти легких газообразных углеводородов стабилизирует нефть и снижает ее испаряемость. Повышенное содержание в товарной нефти воды, хлористых солей и механических примесей способствует более интенсивному коррозионному износу трубопроводов, оборудования перекачивающих станций и аппаратов нефтеперерабатывающих заводов, снижает пропускную способность трубопроводов Качество и количество подготовленной нефти автоматически определяется на коммерческом узле учета. 3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ На различных этапах и стадиях изучения, освоения и разработки месторождений составляют следующие виды проектных документов: 1) проект пробной эксплуатации месторождения (залежи) и дополнения к нему; 2) технологическая схема опытно-промышленной разработки месторождения (залежей или участков залежей) и дополнения к ней; 3) технологическая схема разработки месторождения и дополнения к ней; 4) технологический проект разработки месторождения и дополнения к нему. Проект пробной эксплуатации составляют по данным разведки месторождения при недостатке исходных данных для составления технологической схемы разработки. Основным содержанием проекта пробной эксплуатации является программа работ по изучению месторождения в целях получения всей необходимой информации для составления технологической схемы разработки. Основные задачи проекта пробной эксплуатации: 1) составление и реализация программы изучения месторождения и исследовательских работ; 2) предварительное выделение эксплуатационных объектов и составление их первых геологических и фильтрационных моделей; 3) оценка добычных возможностей эксплуатационных объектов; 4) определение перспектив добычи углеводородов; 5) оценка перспектив использования попутного газа и других сопутствующих компонентов; 6) оценка эффективности техники и технологии строительства скважин, добычи нефти, обустройства промыслов, методов повышения нефтеотдачи пластов и дебитов скважин. Проект пробной эксплуатации служит основанием для своевременного оформления разрешительных документов на правоведения разработки на лицензионном участке недр, проектирования и строительства объектов промыслового обустройства. Для перспективного планирования обустройства месторождения и объектов внешнего транспорта составляют один вариант разработки на полное развитие. Проект пробной эксплуатации составляют на срок не более пяти лет с начала промышленной разработки месторождения - получения нефти из скважин эксплуатационной сетки. Технологическую схему опытно-промышленной разработки составляют для отдельных залежей, эксплуатационных объектов, участков или месторождений в целом, находящихся на любой стадии разработки, для проведения промышленных испытаний новой для данных геолого-физических условий технологии разработки. Технологическую схему опытно-промышленной разработки составляют на срок не более семи лет. Технологическая схема разработки является проектным документом, определяющим систему разработки месторождения на период его разбуривания. В технологической схеме рассматривают мероприятия по повышению коэффициента извлечения УВС гидродинамическими, физико-химическими, газовыми, тепловыми методами, рекомендуют мероприятия по достижению установленного норматива использования попутного газа. Коэффициенты извлечения УВС, обоснованные в технологических схемах, подлежат дальнейшему уточнению по результатам разработки месторождений. Проект разработки месторождения составляют после завершения бурения не менее 70 % скважин основного фонда по технологической схеме разработки. В проекте разработки анализируют осуществляемую систему разработки и предлагают мероприятия, направленные на достижение максимально возможного экономически целесообразного КИН и установленного норматива использования попутного газа. Дополнения к проектным документам составляют в случаях существенного различия геологического строения эксплуатационных объектов, несовпадения условий реализации систем разработки, более низкой эффективности технологий извлечения УВС по сравнению с утвержденной в проектных документах. В дополнениях анализируют выполнение проектного документа за рассматриваемый отчетный период, обосновывают необходимость изменения условий разработки, уточнения проектных решений и технологических показателей. Дополнения являются неотъемлемой составной частью утвержденных технологических схем и проектов разработки. Рассмотрение и утверждение дополнений производят в установленном порядке. Дополнения составляют по мере необходимости на следующие сроки: для проектов пробной эксплуатации - до пяти лет, для технологических схем опытно- промышленной разработки - до семи лет, для других проектных документов - без ограничения сроков. Новый проектный документ составляют в следующих случаях: 1) истечение срока действия предыдущего проектного документа; 2) существенное изменение представлений о геологическом строении эксплуатационных объектов при их разбуривании и разработке; 3) необходимость изменения эксплуатационных объектов; 4) необходимость совершенствования запроектированной системы размещения и плотности сетки скважин; 5) необходимость совершенствования реализуемой технологии воздействия на продуктивные пласты; 6) завершение выработки запасов УВС по действующему проектному документу и необходимость применения на месторождении новых методов дополнительного извлечения запасов; 7) отклонение фактического годового отбора нефти от проектного уровня более допустимого. Сроки составления новых проектных документов определяют федеральный орган управления государственным фондом недр или его территориальные органы. Со дня утверждения нового проектного документа утрачивают силу проектные показатели разработки из ранее утвержденных проектных документов. Для всех видов проектных документов показатели разработки рекомендуется рассчитывать на весь проектный период, определяемый в данном документе. Организация - пользователь недр совместно с авторами проектного документа могут принимать в течение года оперативные решения по вопросам практической реализации проектного фонда скважин в конкретных геолого-технологических условиях разработки, в том числе: 1) распространение ранее утвержденной проектной системы разработки и сетки скважин на участках расширения границ залежей (увеличение скважин основного фонда); 2) отмена ранее утвержденной сетки проектных скважин на участках сокращения границ залежей (сокращение скважин основного фонда); 3) вовлечение в разработку на отдельных участках залежей запасов категории С 2 Разработку месторождения осуществляют в соответствии с утвержденным в установленном порядке проектным документом. Вид проектного документа определяют в зависимости от стадии разработки месторождения. По этому документу осуществляют комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, а также контроль процесса разработки. Подготовку проектного документа проводит пользователь недр в соответствии с условиями, определенными лицензией на пользование участком недр и действующим законодательством. При составлении проектного документа учитывают: 1) современные достижения в области технологии эксплуатации скважин и воздействия на продуктивные пласты; 2) результаты анализа разработки месторождения; 3) мероприятия по охране недр. На различных этапах и стадиях изучения, освоения и разработки месторождений составляют следующие виды проектных документов: 1) проект пробной эксплуатации месторождения (залежи) и дополнения к нему; 2) технологическая схема опытно-промышленной разработки месторождения (залежей или участков залежей) и дополнения к ней; 3) технологическая схема разработки месторождения и дополнения к ней; 4) технологический проект разработки месторождения и дополнения к нему. Основным содержанием проекта пробной эксплуатации является программа работ по изучению месторождения в целях получения всей необходимой информации для составления технологической схемы разработки. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ Одной из основных задач, намечаемых при разработке месторождений, является объединение экологически чистых и энерго-, ресурсосберегающих технологий. Предполагается реализовать программу наблюдения за скважинами, которая позволит обнаружить и предотвратить миграцию жидкости в результате некачественной первичной цементации за обсадной колонной, повреждения труб, пакеров внутри обсадной колонны и повреждения эксплуатационной колонны. Использование при бурении скважин наиболее современной технологии обеспечит охрану недр и рациональное использование запасов сырья за счёт: 1) уменьшения повреждения пласта; 2) изоляции и защиты пластов от дренажа и потерь; 3) повышения производительности скважин с целью уменьшения их числа; 4) сокращения числа площадок под кусты за счёт увеличения отходов забоев скважин от вертикали; 5) использование технологии многопластового освоения скважин (в результате достигается уменьшение количества скважин с первоначально предполагаемого числа до значительного сокращения их количества); 6) формирования линейных коммуникаций в коридоры минимальной толщины, располагающиеся, как правило, вдоль автомобильных дорог; 7) гидромеханизированной разработки карьеров песка на большую глубину, позволяющую за счёт увеличения глубины разработки уменьшить площадь нарушаемых земель. Использование передовых технологий по сбору, транспорту и подготовке нефти, газа и воды, обеспечивающее снижение ущерба окружающей среде состоит в: 1) отказе от потребления пресных вод открытых источников (рек, озёр) для нужд ППД; 2) использование газлифтного способа добычи нефти; 3) создание централизованных пунктов переработки нефти, которые приводят к сокращению протяженности коррозионно-опасной системы нефтесбора и снижение коррозионно-опасных участков напорных нефтепроводов и увеличение участков напорных нефтепроводов мало агрессивной товарной нефти; Исключается размещение нефтегазопромысловых объектов на участках: 1) спелого и перестойного высокоствольного сильно захламлённого леса с преобладанием или значительным содержанием темнохвойных пород, являющихся местами локализации основного воспроизводства популяций соболя и белки; 2) перехода спелых сосновых и сосновых с кедром лесов в сосноворямовые комплексы, являющиеся местами размещения глухариных токовищ. 5 КИП И А ПРИМЕНЯЕМЫЕ НА ПРОМЫСЛЕ Для ведения нормального технологического процесса подготовки нефти и газа, их транспортировки необходимо, чтобы все технологические процессы контролировались. Для этого предназначены контрольно-измерительные приборы, устанавливаемые на оборудовании, сосудах, насосных агрегатах, трубопроводах, резервуарах. К КИП относятся: 1) манометры прямого действия; 2) электроконтактные манометры; 3) электрические датчики давления; 4) электрические датчики температуры (нагрев подшипников насосных агрегатов, температура рабочей среды в сосудах и т.д.); 5) уровнемеры поплавкового, буйкового и ультразвукового действия (по принципу радаров); 6) различные виды расходомеров. ЗАКЛЮЧЕНИЕ |