Производственная и организационная структура НГДУ

Введение

Данная практика была пройдена мной в ООО" Петро-ойл ". В ходе практике я ознакомился со способами добычи нефти, методами увеличения нефтеотдачи пласта, системой поддержания пластового давления, а также системой сбора скважиной продукции в условиях данного НГДУ.
ООО" Петро-ойл " - нефтегазодобывающее предприятие. Основу деятельности НГДУ составляет добыча нефти, газа, битумов, пресных и минеральных вод, их транспортировка различными видами транспорта, в отдельных случаях переработка и реализация. Из-за высокой степени разведанности (более 82%) компания продолжает выполнение геологоразведочных работ, как на территории Республики, так и в других регионах. В 2009 году выполнен годовой план проходки в поисковом бурении более 10 тыс.м., закончено строительством 10 скважин, в 6 скважинах получены промышленные притоки нефти (эффективность 60%), открыто 2 новых нефтяных месторождения, прирост извлекаемый запасов промышленных категорий составил 1,3 млн.т. Компания проводит сейсморазведочные работы, глубокое поисковое бурение, геохимические исследования и тематические работы в области геологоразведочных работ. Добыча нефти будет увеличиваться за счет разрабатываемых компанией месторождений, таких как Арланское, Сергеевское, Югомашевское и других месторождений. Рост добычи нефти предполагается за счет увеличения объема геолого-технических мероприятий: бурения новых скважин, оптимизации отборов жидкости, перевода скважин на другие объекты, выполнения гидроразрыва пластов, создания новых очагов заводнения, сокращения бездействующего фонда скважин и расширения применения зарекомендованных высокоэффективных методов увеличения нефтеотдачи.
ООО" Петро-ойл "- это около двух десятков цехов и подразделений основного и вспомогательного производства и сферы социального обслуживания. Управление имеет: свой учебно-курсовой комбинат, Дом техники, подсобное тепличное хозяйство, базу отдыха, стоматологический и фельдшерский пункты, и т. д.
В последнее время нефтяники много занимаются вопросами экологии: восстанавливаются засоленные родники, очищаются реки, рекультивируются замазученные земли.
На практике часто выезжали на обходы скважин, в ходе которых мной были освоены действия оператора по добычи нефти и газа непосредственно в рабочих условиях. Не мало важным аспектом при прохождении практики явилось закрепление ранее изученных теоретических знаний практически.

1.Геолого-физическая характеристика объектов

Нефтяное месторождение на котором я проходил практику относится к ООО" Петро-ойл ". Разработку месторождения осуществляет ООО" Петро-ойл ", а бурение скважин производит «БурКан». Продукция нефтяных скважин после первичной подготовки из нефтесборного парка через перекачиваемую станцию откачивается по нефтепроводу на нефтеперерабатывающие заводы. Попутный газ потребляет Туймазинский газоперерабатывающий завод, частично используется на местные нужды и по газопроводу транспортируется в г. Уфу. Водоснабжение осуществляется от центрального водовода, питающего водой из подрусловых скважин рек.

Климат района континентальный. Он характеризуется морозной зимой с температурой до 40⁰С. в январе месяце и довольно жарким летом с температурой до + 35⁰С в июле месяце. Среднегодовая температура +3⁰С. Среднегодовое количество осадков составляет около 500 мм. Осадки приходятся в основном на осеннее и зимнее время года.

Из полезных ископаемых, кроме нефти имеются известняки, глины, пески. Данные материалы используются местным населением для строительных и хозяйственных нужд. Кроме того, глина особого качества используется для приготовления глинистого раствора бурении скважин.

В орографическом отношении район месторождения представляет собой всхолмленное плато. Наиболее низкие отметки приурочены к долинам рек, составляют порядка +100м, наивысшие абсолютные отметки на водоразделах достигают + 350м. как правило, южные склоны водоразделов крутые и образуют мысообразные высоты, хорошо обнаженные, а северные склоны пологие, задернованные и чаще покрыты лесом.

Гидрографическая сеть района хорошо развита, но крупных рек нет. Основной водной артерией района является р. Ик. На юге месторождения наблюдаются выходы грунтовых вод в виде родников.

В геологическом строении Серафимовского месторождения принимают участие докембрийские, бавлинские, девонские, каменно угольные, пермские, четвертичные, рифейские, и вендские отложения.

Серафимовское месторождение многопластовое. Основным продуктивным горизонтом является песчаный пласт Д I пашийского горизонта. Промышленно нефтеносны песчаные пласты: С- VI¹, С- VI², бобриковского горизонта, карбонная пачка кизеловского горизонта турнейского яруса, карбонатные пачки фаменского яруса, песчаный пласт D3 кыновского горизонта, песчаный пласт Д II муллинского горизонта, песчаные пласты Д III и Д IV старооскальского горизонта.

Средняя глубина залегания бобриковского горизонта 1250 м, турнейского яруса 1320м, фаменского яруса 1560м, пласта Д I -1690м, пласта Д II - 1700м, пласта Д III - 1715 м, пласта Д IV - 1730 м.

Производственная и организационная структура НГДУ

По типу структуры управления ООО" Петро-ойл " относится к линейно функциональной структуре управления, имеющей незначительные недостатки и, в общем, являющейся оптимальной для этого предприятия. На 2009 год численность данного предприятия составляла около 1750 человек. ООО" Петро-ойл " представляет собой сложную систему структур и подразделений, обеспечивающих бесперебойную добычу нефти.
Руководством занимается начальник НГДУ, которому подчиняются все службы, отделы и цеха. Он руководит всей деятельностью предприятия на основе единаличия. Права и обязанности каждого отдела заместителя начальника, а так же работников аппа­рата отделяются специальными положениями.
Первый заместитель начальника главный инженер, он осуществляет производственно техническое руководство коллективом, наравне с директором несет полную ответственность за эффективность работы предприятия.

В ведении главного инженера находятся:

1) Производственно технический отдел (ПТО), главной задачей которого является определение рациональной техники и технологии добычи нефти и газа, внедрение новой техники и передовой технологии.

2) Служба главного механика (СГМ) осуществляет руководство механоремонтной службой НГДУ.

3) Служба главного энергетика (СГЗ) занимается организацией надежной и безопасной эксплуатации и теплоэнергетических установок, внедрением новых, более надежных, экономичных электроприводов и схем электроснабжения.

4) Отдел промышленной безопасности и охраны труда (ОПБ и ТБ) главная задача которого является организация работ по созданию безопасных условий труда.

Геологический отдел подчиняется главному геологу. Отдел занимается детальным изучением месторождения, осуществляет учет движения запасов нефти и газа, доразведку отдельных площадей, внедрение технологических схем и проектов разработки, изыскание путей интенсификации разработки.

Планово экономический отдел (ПЭО) подчиняется главному экономисту НГДУ. Главной задачей отдела является организация работы управления, анализ работы предприятия, выявление путей повышения эффективности производства. Отдел труда и заработной платы (ОТ и ЗП) занимается совершенствованием организации труда и управлением производством, внедрением прогрессивных форм и систем зарплаты, материального стимулирования в целях дальнейшего роста производительности труда.

Служба материально технического обеспечения и ком­плектации оборудованием (СМТО и КО) подчиняется заместителю начальника НГДУ по общим вопросам. Главная задача обеспечение подразделений НГДУ всеми видами материалов и ресурсов.

Заместителем начальника по экономическим вопросам выступает главный экономист, координирующий и контролирующий деятельность всех экономических служб и отделов.

Отдел автоматизированной системы управления (ОАСУ), предназначен для автоматизированного управления. Он взаимодействует с системами управления предприятия, обслуживаемые кустовыми вычислительными, и информационно вычислительными центрами (КВЦ и КИВЦ).

Производство в НГДУ подразделяется на основное и вспомогательное. К основному производству относятся цеха, которые непосредственно участвуют в производстве основной продукции.

К ним относятся ЦДНГ 1, 2, 3, 4; ЦППД; ЦППН. Эти цеха выполняют следующие функции: продвижение нефти и газа к забою путем использования пластовой энергии; подъем нефти на дневную поверх­ность, сбор, контроль, измерение объема продукции комплексная подготовка нефти с целью придания ей товарного качества.

К структуре вспомогательного производства отно­сят те подразделения предприятия, которые обеспечивают бесперебойную работу цехов основного производства. К деятельности вспомогательного производства относят: ремонт оборудования, скважин, устройств и механизмов; обеспечение производственных объектов электроэнергией, водой и другими необходимыми материалами; оказание информационных услуг цехам основного производства. Все эти задачи выполняют цеха входящие в структуру НГДУ: ЦАПП; ЦАЗ; ЦНИПР; ЦПКРС; ПРЦЭО; транспортный цех.

ЦППН цех подготовки и перекачки нефти прием от Нефтепромысла добываемой трехфазной жидкости (нефть, газ, вода), подготовка (разделение на фазы), учет нефти и воды, сдача нефти нефтепроводному управлению, а пластовой воды в цех ППД, для использования в системе поддержания пластового давления.

Цех поддержания пластового давления (ППД) закачка воды в продуктивные пласты.

Цех подземного и капитального ремонта скважин (участок ПРС) проведение текущего ремонта скважин, выполнение геолого технических мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта.

Участок капитального ремонта скважин (ЦКРС) - проведение капитального ремонта скважин, выполнение геолого технических мероприятий, направленных на интенсификацию добычи нефти, увеличению нефтеотдачи пластов, увеличение приемистости нагнетательных скважин.

Прокатно ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения (ПРЦЭ и Э)- обеспечение электроснабжения объектов НГДУ, выполнение планово предупреди­тельных ремонтов и профилактических испытаний электрооборудования, аппаратуры и электрических сетей.

Цех автоматизации производства и пароснабжения (ЦАПП)- снабжает технической водой и тепловой энергией (паром) подразделений НГДУ и сторонних потребителей.

Строительно монтажный цех (СМЦ) - обустройство разведочных, эксплуатационных и вводимых из консерва­ции и бездействия скважин, капитальный ремонт объектов нефтедобычи и объектов соцкультбыта, обслуживание и планово предупредительный ремонт контрольно- измерительных приборов, средств автоматики и телемеханизации на объектах НГДУ.

Цех нефтепромысловых исследований и производственных работ (ЦНИПР) - выполнение гидродинамических исследований скважин и пластов, обследование водоемов пресной воды, определение загрязненности воздуха в зоне деятельности НГДУ, лабораторные исследования добываемой жидкости, определение качества подготовленной и сточной воды на УППН, анализ физико химических свойств нефтяного газа.

Цех антикоррозионных покрытий и капитального ремонта трубопроводов и сооружений (ЦАП и КРТС). Функции цеха: внутренняя очистка резервуаров, капитальный ремонт резервуаров и теплообменников, антикоррозионное покрытие резервуаров и емкостей, демонтаж оборудования и сооружений, прокладка трубопроводов на ГПМТ (гибких полимерно металлических труб), контроль за состоянием сварных швов, и замер толщины стенок трубопроводов, резервуаров, отборников и емкостей (дефектоскопия), ремонт насосно компрессорных труб доставка их бригадам ПРС и КРС.

Цех гибких полимерно металлических труб (ЦГПМТ) - производство гибких полимерно металлических труб для систем сбора нефти и поддержания пластового давления, для транспортировки высоко обводненной нефти и высоко агрессивных сточных вод, выпуск товаров народного потребления.

Рассмотренная структура, позволяет предприятию решать все задачи поставленные перед ним, эффективно использовать материальные и трудовые ресурсы, следовательно, целесообразно распоряжаться своими производственными возможностями.

3. Разработка нефтяных месторождений.

Под разработкой нефтяного месторождения понимается осуществление процесса перемещения жидкости (нефти, воды) и газа в пластах к эксплуатационным скважинам. Управление процессом движения жидкости и газа достигается размещением на месторождении нефтяных, нагнетательных и контрольных скважин, количеством и порядком ввода их в эксплуатацию, режимом работы скважин и балансом пластовой энергии. Принятая для конкретной залежи система разработки предопределяет технико экономические показатели — дебита нефти, изменение его во времени, коэффициент нефтеотдачи, капитальные вложения, себестоимость и т. д. Перед разбуриванием залежи проводят проектирование системы разработки. В проекте разработки на основании данных разведки и пробной эксплуатации устанавливают условия, при которых будет протекать эксплуатация залежи, т. е. её геологическое строение, коллекторские свойства пород (пористость, проницаемость, степень неоднородности), физические свойства жидкости и газов, насыщающих пласт (вязкость, плотность, растворимость газов), насыщенность породнефти водой и газом, пластовые давления, температура и т. д. Базируясь на этих данных, при помощи гидродинамических расчётов устанавливают технические показатели эксплуатации залежи для различных вариантов системы разработки и производят экономическую оценку вариантов системы. В результате технико экономического сравнения выбирают оптимальную систему разработки.

Извлечение нефти из скважин производится либо за счёт естественного фонтанирования под действием пластовой энергии, либо путём использования одного из нескольких механизированных способов подъёма жидкости. Обычно в начальной стадии разработки месторождений преобладает фонтанная добыча, а по мере ослабления фонтанирования скважину переводят на механизированный способ добычи. К механизированным способам относятся: газлифтный и глубиннонасосный (с помощью штанговых, погружных электроцентробежных и винтовых насосов).

Разработка нефтяных месторождений — интенсивно развивающаяся область науки. Дальнейшее ее развитие будет связано с применением новых технологий извлечения нефти из недр, новых методов распознавания характера протекания внутрипластовых процессов, управлением разработкой месторождений, использованием совершенных методов планирования разведки и разработки месторождений с учетом данных смежных отраслей народного хозяйства, применением автоматизированных систем управления процессами извлечения полезных ископаемых из недр, развитием методов детального учета строения пластов и характера протекающих в них процессов на основе детерминированных моделей.

Разработка нефтяных месторождений связана с существенным вмешательством человека в природу и поэтому требует безусловного соблюдения установленных норм по охране недр и окружающей среды.

Бурение скважины заканчивается вскрытием нефтяного пласта, т.е. сообщением нефтяного пласта со скважиной. Этот этап является весьма ответственным по следующим причинам. Нефтегазовая смесь в пласте находится под большим давлением, величина которого может быть заранее неизвестной. При давлении, превышающем давление столба жидкости, заполняющей скважину, может произойти выброс жидкости из ствола скважины и возникнет открытое фонтанирование;попадание промывочной жидкости (в большинстве случаев это глинистый раствор) в нефтяной пласт забивает его каналы, ухудшая приток нефти в скважину.

Избежать фонтанных выбросов можно, предусмотрев установку на устье специальных устройств, перекрывающих ствол скважины превенторов, или, применив промывочную жидкость высокой плотности.

Предотвращение проникновения раствора в нефтяной пласт добиваются путем введения в раствор различных: компонентов, по свойствам близким к пластовой жидкости, например, эмульсий на нефтяной основе.

Поскольку после вскрытия нефтяного пласта бурением в скважину спускают обсадную колонну и цементируют ее, тем самым перекрывая и нефтяной пласт, возникает необходимость в повторном вскрытии пласта. Этого достигают посредством прострела колонны в интервале пласта специальными перфораторами, имеющими заряды на пороховой основе. Они спускаются в скважину на кабель канате геофизической службой.

В настоящее время освоены и применяют несколько методов перфорации скважин.

Пулевая перфорация скважин заключается. в спуске в скважину на кабель канате специальных устройств перфораторов, в корпус которых встроены пороховые заряды с пулями. Получая электрический импульс с поверхности, заряды взрываются, сообщая пулям высокую скорость и большую пробивную силу. Она вызывает разрушение металла колонны и цементного кольца. Количество отверстий в колонне и их расположение по толщине пласта заранее рассчитывается, поэтому иногда спускают гирлянду перфораторов. Давление горящих газов в стволе каморе может достигать 0.6...0.8 тыс. МПа, что обеспечивает получение перфорационных отверстий диаметром до 20 мм и длиной 145...350 мм.Пули изготавливаются из легированной стали и для уменьшения трения при движении по каморе покрываются медью или свинцом.

Торпедная перфорация по принципу осуществления аналогична пулевой, только увеличен вес заряда. с 4...5 г. до 27 г. и в перфораторе применены горизонтальные стволы. Диаметр отверстий 22 мм, глубина 100...160 мм, на 1 м толщины пласта выполняется до четырех отверстий.

Кумулятивная перфорация образование отверстий за счет направленного движения струи раскаленных вырывающихся из перфоратора со скоростью 6...8 км/с с давлением 0,15...0,3 млн.МПа. При этом образуется канал глубиной до 350 мм и диаметром 8...14 мм. Максимальная толщина пласта, вскрываемая кумулятивным перфоратором за спуск до 30 м, торпедным до 1 м, пулевым до 2,5 м. Количество порохового заряда до 50 г.

Гидропескоструйная перфорация образование отверстий в колонне за счет абразивного воздействия песчано жидкостной смеси, вырывающейся со скоростью до 300 м/с из калиброванных сопел с давлением 15...30 МПа.

Разработанный во ВНИИ и освоенный серийно под шифром АП 6М, пескоструйный аппарат хорошо зарекомендовал себя: глубина получаемых им каналов грушевидной формы может достигать 1,5 м.

Сверлящий перфоратор устройство для образования фильтра посредством сверления отверстий. Для этой цели применяют разработанный во ВНИИГИСе (г.Октябрьский) сверлящий керноотборник, электропривод которого связан с алмазным сверлом. Максимальное радиальное составляет 60 мм, что обеспечивает по результатам практики прохождения обсадной колонны, вход в пласт на глубину не более 20 мм. Перфорация получила название «щадящей», так как исключает повреждение колонны и цементного кольца, которые неминуемы при взрывных методах. Сверлящая перфорация обладает высокой точностью образования фильтра в требуемом интервале.

Освоением нефтяных скважин называется комплекс работ, проводимых после бурения, с целью вызова притока нефти из пласта в скважину. Дело в том, что в процессе вскрытия, как говорилось ранее, возможно попадание в пласт бурового раствора, воды, что засоряет поры пласта, оттесняет от скважины нефть. Поэтому не всегда возможен самопроизвольный приток нефти в скважину. В таких случаях прибегают к искусственному вызову притока, заключающемуся в проведении специальных работ.

Такой метод широко применяется и основан на известном факте: столб жидкости, имеющей большую плотность, оказывает на пласт большее противодавление. Стремление снизить противодавление за счет вытеснения из ствола скважины, например, глинистого раствора плотностью Qг = 2000 кг/куб.м пресной водой плотностью Qb = 1000 кг/куб.м ведет к уменьшению противодавления на пласт вдвое. Способ прост, экономичен и эффективен при слабой засоренности пласта.

Если замещение раствора водой не приносит результатов, прибегают к дальнейшему уменьшению плотности: в ствол подают сжатый компрессором воздух. При этом удается оттеснить столб жидкости до башмака насосно компрессорных труб, уменьшив таким образом противодавление на пласт до значительных величин.

В некоторых случаях может оказаться эффективным метод периодической подачи воздуха компрессором и жидкости насосным агрегатом, создавая последовательные воздушные порции. Количество таких порций газа может быть несколько, и они, расширяясь, выбрасывают жидкость из ствола.

С целью повышения эффективности вытеснения по длине колонны насосно компрессорных труб устанавливают пусковые клапана отверстия, через которые сжатый воздух поступает внутрь НКТ сразу же при входе в скважину и начинает «работать» т.е. поднимать жидкость и в затрубном пространстве, и в НКТ.

Также применяют спуске НКТ специального поршня сваба, снабженного обратным клапаном. Перемещаясь вниз, поршень пропускает через себя жидкость, при подъеме вверх – клапан закрывается, и весь столб жидкости, оказавшийся над ним, вынужден подниматься вместе с поршнем, а затем и выбрасываться из скважины. Поскольку столб поднимаемой жидкости может быть большим (до 1000 м), снижение давления на пласт может оказаться значительным. Так, если скважина до устья заполнена жидкостью, а сваб может быть спущен на глубину 1000 м, то уменьшение давления произойдет на величину уменьшения столба жидкости в затрубном пространстве, откуда часть жидкости перетечет из НКТ. Процесс свабирования может быть повторен многократно, что позволяет снизить давление на пласт на очень большую величину.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: