Отчет по практике: Процесс добычи нефти и обустройство нефтяного месторождения

Содержание

Введение

1. Критерии и принципы выделения эксплуатационных объектов

2. Системы разработки нефтяных месторождений

3. Размещение скважин по площади залежи

4. Геолого-физическая характеристика объектов

5. Бурение скважин

6. Система ППД

7. Эксплуатация нефтяных и нагнетательных скважин

8. Исследование скважин

9. Методы увеличения производительности скважин

10. Текущий и капитальный ремонт скважин

11. Сбор и подготовка нефти, газа и воды

12. Промышленная безопасность на предприятиях нефтегазового комплекса

Список литературы

Введение

Так как к началу прохождения учебной практики не предусматривается изучение специальных предметов, учебная практика является начальным этапом практического обучения.

Цель учебной практики является ознакомление с предприятиями нефтегазового производства, задачами, технологическими процессами и оборудованием применяемом в нефтяной промышленности.

Задачами учебной практики являются:

1. Изучение процессов добычи нефти и обустройства нефтяного месторождения

2. Изучение основного оборудования применяемого при эксплуатации нефтяных скважин

3. Ознакомление с нефтяным промыслом и его производственно-хозяйственной деятельностью

4. Получение практических знаний, которые способствуют лучшему усвоению теоретического материала по специальности.

1. Принципы и критерии выделения эксплуатационных объектов

Один или несколько продуктивных пластов месторождения, разрабатываемые одной серией скважин в целях экономических соображений, называется эксплуатационным объектом.

Одной из наиболее трудных задач является проблема выбора эксплуатационного объекта разработки нефти и газа. Хорошо известно, что качество решения задачи существенным образом влияет на показатели разработки залежи.

Так как для разработки месторождения при большом количестве пластов объединение их в один объект разработки представляется экономически выгодно, то при таком объединении понадобится меньше скважин.

Основные принципы, позволяющие более обоснованно подойти к вопросу рационального выделения эксплуатационного объекта.

1. Не должны существенно отличаться геолого- физические параметры, объединяемых пластов, а водонефтяной контакт в плане должен преимущественно совпадать

2. Углеводороды должны находиться в одном фазовом состоянии ( пласты с газовой шапкой и без - объединять не рекомендуется)

3. Пласты должны работать на сходных режимах. Например, нецелесообразно объединять пласты, один из которых работает в режиме растворенного газа, а второй на упруговодонапорном.

4. Физико- химические свойства нефти и газа должны быть близки.

5. должна сохраняться возможность контроля разработки по всем пластам, а также регулирование процесса разработки, то есть гидродинамический.

6. Существующее оборудование должно обеспечивать возможность эксплуатации нескольких пластов.

Следует сразу заметить, что привести к снижению нефтеотдачи может объединение пластов в один объект. Факторами, вызывающими это являются усложнение контроля и управление выработки запасов многопластового объекта, а так же потери нефти из-за возможных межпластовых перетоков в скважине при ее остановке.

Схожесть тех или иных параметров является достаточно субъективным фактором. Тем не менее существуют методики, основанные на опыте разработки подобных месторождений, позволяющие избежать грубых ошибок в решении вопроса об объединении пластов в один объект.

Рисунок 1.1 Варианты вскрытия пластов многопластового месторождения

2. Система разработки нефтяных месторождений

Комплекс технических и технологических решений, которые обеспечивают доступ и последующее эффективное извлечение запасов нефти называется разработкой нефтяных месторождений.

совокупность инженерных решений, которые позволяют разрабатывать месторождения эффективно задавая экономические показатели называется системой разработки.

При создании системы разработки решаются следующие задачи:

1. выделение эксплуатационных объектов

2. выбор системы расстановки и плотности сетки скважин

3. определение режима разработки

4. выбор метода воздействия на нефтяную залежь

5. определение режимов работы скважины

6. проектирование обустройства месторождения

7. решение вопросов охраны недр и окружающей среды

8.экономическая оценка выбранных систем разработки и вариантов технологических показателей.

Системы разработки классифицируются по следующим признакам:

- наличие или отсутствие искусственного воздействия на пласт

- система расстановки скважин на месторождении

От того, используется ли естественный режим, либо организуется искусственное воздействие, к примеру заводнение, зависит наличие или отсутствие воздействия на пласт.

Различают следующие этапы разработки

1 этап - разбуривание и ввод в разработку нефтяного месторождения. Здесь строится инфраструктура промысла: система сбора, подготовки, хранения продукции. На этом этапе самые предполагаются большие капитальные вложения.

2 этап - вывод месторождения на максимальную постоянную добычу. Эту часть можно назвать самой продуктивная частью периода разработки месторождения, предполагаются незначительные затраты, а также максимальная выручка.

3 этап - ознаменован резким падением добычи и ростом обводненности продукции,предполагается падение рентабельности добычи.

4 этап - плавное снижения добычи нефти или ее стабилизация за счет применения методов увеличения нефтеотдачи. По продолжительности этот этап чаще всего длительнее всех трех предыдущих вместе взятых. Добыча может быть также сопоставима с добычей всех предыдущих этапов. Ромашкинское месторождение находится на данный момент на четвертом этапе разработки находится.

Рисунок 2.1. Стадии разработки нефтяного месторождения (Qн- объемы годовой добычи, t- время)

Показатели, характеризующие эффективность разработки месторождения:

* суммарное количество нефти или воды (в тоннах) по всем добывающим скважинам за отчётный период (как правило, в течение месяца), то есть добыча нефти/воды;

* суммарное количество газа (в кубических метрах),то есть добыча газа

(т. е. объём газа, измеренный при поверхностных условиях) по всем добывающим скважинам за отчётный период;

* количество флюида, добытое за определённый период времени с начала разработки, то есть накопленную добычу флюида;

* суммарное количество агента (в кубических метрах) по всем нагнетательным скважинам за отчётный период, то есть закачка рабочего агента (воды, газа, пара);

* отношение добычи воды к добыче жидкости (в процентах),то есть весовая обводнённость;

* отношение годовой добычи нефти/газа к соответствующим извлекаемым запасам, то сеть темп отбора нефти;

* отношение годовой добычи нефти/газа к соответствующим геологическим запасам, то есть темп отбора газа;

* отношение добычи нефти к её начальным балансовым геологическим запасам (до начала разработки), то есть коэффициент извлечения нефти (КИН);

* аналогичным образом определяются коэффициент извлечения газа (КИГ) и коэффициент извлечения конденсата (КИК);

* определяют конечный (утверждённый) коэффициент извлечения -- коэффициент извлечения за всё время разработки;

* отношение объёма газа, добываемого из скважины за отчётный период и измеренного при поверхностных условиях, к объёму дегазированной нефти в поверхностных условиях, добытой за этот же период, то есть газовый фактор;

* время, которое скважина эксплуатировалась в течение отчётного периода, то есть отработанное время скважины;

* отношение отработанного времени данной скважины к длительности отчётного периода, то есть коэффициент использования скважины;

* отношение добычи нефти/газа/воды/жидкости к отработанному времени скважины, то есть дебит;

* отношение закачки рабочего агента к отработанному времени скважины, то есть приёмистость;

* давление в МПа, при котором углеводороды и вода находятся в порах коллектора, то сеть пластовое давление;

* давление в МПа в стволе скважины на глубине расположения перфорационных отверстий, то есть забойное давление;

* общее число добывающих и нагнетательных скважин, введённых в разработку месторождения за весь период, а также количество только действующих (работающих) скважин, то есть фонд добывающих и нагнетательных скважин.

3. Размещение скважин по площади залежи

Сетка размещения, расстояние между скважинами, плотность сетки, темп, а также порядок ввода скважин в работу называется размещение скважины по площади залежи. Их делят на два вида: с размещением скважин по равномерной и неравномерной сетке.

Различают систему разработок с размещением скважин по равномерной сетке: по форме сетки, по плотности сетки, по темпу ввода скважин в работу, по порядку ввода скважин в работу относительно друг друга и структурных элементов залежи. Сетки по форме делятся на квадратные и треугольные .

Рисунок 3.1. Схема размещения скважин при равномерной сетке:

а - квадратная; б - треугольная.

Различают системы размещения скважин:

1. Треугольная система. Это когда скважины располагаются в вершинах равностороннего треугольника. В таком случае следующая скважина бурится только при получении результата по предыдущей скважине. По ней осуществляется высокая степень изученности месторождения, используемая для разведки сложных залежей.

2. Кольцевая система. В таком случае скважины размещаются «по кольцу» на одинаковых гипсометрических отметках. Она используется для разведки простых месторождений. Позволяет достигнуть высокой скорости разведки, в связи с тем, что одно кольцо можно бурить одновременно, а также использовать как эксплуатационные. Когда происходит обводнение наружного кольца скважин, их можно и нужно использовать как нагнетательные для поддержания пластового давления.

а) б)

Рисунок 3.2. Размещение скважин в виде кольцевой батареи или цепочек:

а - кольцевая батарея; б - цепочка скважин.

3. Профильная система. Система размещения по профилям, т.е. в крест простирания структуры. Она используется на многих месторождениях Западной Сибири. При усложнении строения месторождения можно бурить дополнительные скважины в профилях, или дополнительные профили скважин. Но при этом самое главное- это нельзя нарушать выбранную систему разведки месторождения. В данной системе получают высокую степень изученности.

На практике также используются комбинированные системы размещения скважин, состоящие из разных сочетаний систем. Сочетание систем размещения часто используют при разведке месторождений, содержащих залежи различных типов, размеров и разведка которых ведется самостоятельными сетками скважин.

4. Геолого-физическая характеристика объектов

Геолого- физическая характеристика объекта зависит от типа коллекторов нефтегазонасыщенности и пластовых давлений.

Коллектором- это горная порода, в которой имеются пустоты в виде пор, трещин заполненные нефтью, газом или водой и способные отдавать их при перепаде давлений. При вскрытии пласты разделяются на три группы:

· с высокой проницаемостью, и очень высоким пластовым давлением;

· с высокой проницаемостью, нефтенасыщенностью и пластовым давлением;

· с хорошей геолого- физической характеристикой, но с малым пластовым давлением.

В таблице 4.1 представлены геолого-физические параметры, которые применяются для характеристики объектов.

Таблица 4.1 - Параметры, применяемы для геолого-физической характеристики объектов

Количественное содержание в породе различных фракций (зерен, частиц) составляющих данную породу, называется гранулометрическим составом. От него зависят такие свойства пород, как пористость и проницаемость.

Проницаемость.