отчет по практике пример нефтегазовое дело
Привет студент
Отчет по практике в ОАО «Газпромнефть-ННГ»
Отчет по практике в ОАО «Газпромнефть-ННГ»
1.Отчет о выполнении общей программы практики
1.1Общая характеристика предприятия 4
1.2Системы стимулирования в организации 5
1.3Оплата труда работников в организации 8
Список литературы 15
Данная работа представляет собой отчет о прохождении практики в Филиале «Газпромнефть-Муравленко» ОАО «Газпромнефть-ННГ».
Целью прохождения практики является ознакомление с областью и видами будущей профессиональной деятельности, а также анализ деятельности предприятия. Для осуществления этой цели должны быть реализованы следующие задачи:
Отчет о выполнении общей программы практики
«Газпромнефть-Муравленко» ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» является одним из дочерних предприятий ОАО «Газпром нефть», крупнейшей вертикально-интегрированной компанией России, основными видами деятельности, которой являются разведка и разработка месторождений нефти и газа, реализация добытого сырья, а также производство и сбыт нефтепродуктов.
Доказанные запасы нефти компании превышают 4 миллиарда баррелей, что ставит ее в один ряд с двадцатью крупнейшими нефтяными компаниями мира.
Компания «Газпром нефть» осуществляет свою деятельность в крупнейших нефтегазоносных регионах России: Ханты-Мансийский АО, Ямало-Ненецкий АО, Томской и Омской областях, а также в Чукотском АО. Основные перерабатывающие мощности компании находятся в Омской, Московской и Ярославской областях, а также в Сербии. Кроме того, «Газпром нефть» реализует проекты в области добычи за пределами России- в Ираке, Венесуэле, и других странах.
Миссия компании заключается в предоставлении потребителям энергоресурсов высокого качества, вести бизнес честно и ответственно, заботиться о сотрудниках и быть лидером по эффективности, обеспечивая долгосрочный и сбалансированный рост Компании.
Стратегическая цель компании – стать крупным международным игроком российского происхождения, обладающим регионально диверсифицированным пакетом активов по всей цепочке создания стоимости, активно участвуя в развитии регионов, обладая высокой социальной и экологической ответственностью.
Сегодня «Газпромнефть-Муравленко» является одним из основных добывающих активов, вторым по уровню добычи среди всех добывающих подразделений Компании «Газпром нефть».
Предприятие осваивает 13 месторождений. В фонде «Газпромнефть-Муравленко», наряду с новыми месторождениями, находятся нефтепромыслы последней стадии разработки с естественно снижающейся отдачей углеводородного сырья. Для более эффективного недропользования на таких месторождениях применяются самые современные геолого-технические мероприятия, передовые технологии разведки и добычи.
Ежемесячно «Газпромнефть-Муравленко» добывает порядка 650 тысяч тонн нефти, 400 миллионов кубометров природного газа, извлекает из нефти около 150 миллионов кубометров попутного нефтяного газа. Постоянный процесс применения собственных инновационных решений на всех стадиях производства позволяет повышать эффективность работы Филиала.
«Газпромнефть-Муравленко» состоит из 16 цехов:
Перспективы Филиала возложены на дальнейшее освоение Еты-Пуровского месторождения, Северо-Янгтинского месторождения, Суторминского месторождения, бурение Вынгаяхинского, Сугмутского, Крайнего, Романовского и Восточно-Пякутинского месторождений.
На ряде лицензионных участков идут геологоразведочные работы (на Валынтойском и Романовском месторождениях). В ближайшей перспективе начнется разработка Валынтойского нефтяных месторождений.
Производственная структура предприятия оказывает большое влияние на экономику предприятия. Рациональное построение производственной структуры предприятия эта предпосылка целесообразного разделения труда.
Центрально инженерно-технологическая служба
Управление добычи нефти и газа
Управление подготовки и сдачи нефти
Управление эксплуатации трубопроводов
Управление поддержание пластового давления
Служба сервиса НПО
Управление метрологии, автоматизации, связи и информационных технологий
Рис.1 Производственная структура Филиала «Газпромнефть-Муравленко» ОАО «Газпромнефть-ННГ»
В Филиале «Газпромнефть-Муравленко» ОАО «Газпромнефть-ННГ» типом организационной структуры управления является матричная структура, данная структура характеризуется многоуровневым управлением и значительным объемом управления на каждом уровне. Общая численность работников предприятия – около 2700 человек.
Организационная структура Филиала «Газпромнефть-Муравленко» ОАО «Газпромнефть-ННГ» прилагается в ПРИЛОЖЕНИЕ А.
1.2. Организация оплаты труда в Филиале «Газпромнефть-Муравленко» ОАО «Газпромнефть-ННГ»
Под организацией оплаты труда понимается совокупность мероприятий, направленных на вознаграждение за труд в зависимости от его количества и качества. При организации труда следует учитывать следующие мероприятия, связанные с нормированием труда, тарифным нормированием заработной платы разработкой форм и систем оплаты труда премированием работников.
Грейд – это группа должностей, обладающих примерно одинаковой ценностью для предприятия. Порядок и принципы системы «Грейдинг» устанавливаются локальным нормативным актом Общества.
Должностные оклады руководителям, специалистам и другим служащим утверждаются штатным расписанием с учетом присвоенных Работникам индивидуальных грейдов.
Индивидуальный грейд присваивается Работнику в рамках установленных по каждой должности диапазонов грейдов и в зависимости от профессионально-квалифицированного уровня, деловых качеств и эффективности работы каждого Работника.
Изменение (увеличение или уменьшение) тарифной ставки или оклада (должностного оклада) производится на основании ежегодного анализа рынка труда и перетарификации, индивидуальной оценки Работника (возложение дополнительных функций в сочетании с ростом компетентности работника, оценка качества и результативности работы за предыдущий оценочный период) с соблюдением норм трудового законодательства.
Работник имеет право на систематическое повышение квалификации и профессионального мастерства, являющимися одним из критериев роста его заработной платы, в пределах наличия вакансий, согласно утвержденному штатному расписанию руководителей, специалистов и других служащих и штатным расстановкам рабочих.
1.3. Система стимулирования в Филиале «Газпромнефть-Муравленко» ОАО «Газпромнефть-ННГ»
Эффективная система мотивации персонала является залогом продуктивной работы сотрудников, обеспечивает достижение стоящих перед Компанией бизнес-целей.
Компания выстраивает комплексную систему мотивации, в основе которой лежат конкурентоспособная заработная плата, вознаграждение за результат и социальная составляющая. Эта система ориентирована на бизнес-стратегию Компании и стимулирование продуктивной работы сотрудников.
Система мотивации работников компании ОАО «Газпромнефть-ННГ» Филиала «Газпромнефть-Муравленко», сочетает в себе материальное и нематериальное стимулирование, направленное на продуктивную работу сотрудников предприятия.
Компания поддерживает среднерыночный уровень заработной платы по отраслевому рынку труда. Заработная плата работников пересматривается ежегодно. Совокупный рост средней заработной платы начиная с 2009 г. составил 35 %. Средняя заработная плата сотрудников Компании в 2012 г. осталась фактически на уровне 2011 г. и составила 59 828 руб.
«Газпром нефть» придает большое значение также нематериальной мотивации сотрудников. В Компании разработана концепция нематериальной мотивации, ставшая основой для систематической работы в этом направлении. Сложившаяся в «Газпром нефти» система мероприятий позволяет сотрудникам почувствовать свою ценность для Компании, важность своего вклада в общий успех. Она включает конкурсы профессионального мастерства, спортивные соревнования и оздоровительные мероприятия, корпоративные коммуникационные сессии. В Компании ежегодно присуждаются два вида почетных званий, являющихся корпоративными знаками отличия в труде: «Почетный работник «Газпром нефти» и «Ветеран «Газпром нефти». Присвоение этих званий осуществляется в рамках наградной кампании и регламентировано корпоративным стандартом «Порядок организации наградной кампании».
На предприятиях Компании действуют коллективные договоры и другие положения и нормы, предусматривающие различные социальные льготы и выплаты работникам сверх установленных законодательством. Социальный пакет предприятия включает добровольное медицинское страхование, страхование от несчастных случаев, оплату питания, материальную помощь, оплату путевок, оплату проезда, санаторно-курортные путевки и другие льготы.
Управление трудовыми перемещениями специалистов
в нефтетранспортном предприятии
1.Теоретические аспекты трудовых перемещений
1.1 Понятие цели, виды трудовых перемещений
Кибанов А.Я.; Артемов О.Ю. Архипова Н.И., Ермакова И.Н., Овчинникова Н.В. Теория и практика работы с кадрами
1.2 Организация служебно-профессионально продвижения, управления карьерой и работой с резервом на замещение вакантных должностей
Кибанов А.Я.; Е.В. Маслов. Управление персоналом предприятия
2. Инструментарий управления трудовыми перемещениями в организации
2.1 Информационно-методическое обеспечение управления трудовыми перемещениями специалистов в организации
Кибанов А.Я.; Травин В.В. Дятлов В.А. Основы кадрового менеджмента
2.2 Показатели служебно-квалификационного продвижения специалистов
Кибанов А.Я.; Управление персоналом: Учебник для вузов/ Под ред. Т.Ю. Базарова, Б.Л. Еремина
3. Практические аспекты управления карьерой специалиста
3.1 Анализ управления служебно-квалификационным продвижением специалиста
Кибанов А.Я.; Управление трудовыми ресурсами: Учеб. Пособие; Положение о порядке проведения поиска и подбора персонала в подразделениях ОАО «Сибнефтепровод»
3.2 Рекомендации по совершенствованию планирования карьеры специалиста организации
Кибанов А.Я.; Экономика труда (социально-трудовые отношения). Под ред. Н.А. Волгина, Ю.Г. Одегова; Положение о работе с кадровым резервом ОАО «АК«Транснефть»
Скачать: У вас нет доступа к скачиванию файлов с нашего сервера. КАК ТУТ СКАЧИВАТЬ
Отчет по практике пример нефтегазовое дело
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
Отчет по учебно-технологической практике
ассистент Тананыхин Д.С.
. Краткая история развития нефтегазового дела
. Понятие скважины. Назначение скважин
. Физика нефтяного и газового пласта
.1 Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов
.2 Физические свойства пластовых флюидов
. Разработка нефтяных и газовых месторождений
.1 Понятие о нефтяной и газовой залежи
.2 Режимы работы залежей
.3 Стадии разработки месторождений
. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин
.1 Фонтанный способ эксплуатации
.2 Газлифтный способ эксплуатации
.3 Глубиннонасосный способ эксплуатации
.3.1 Эксплуатация скважин штанговыми насосами
.3.2 Эксплуатация скважин погружными электроцентробежными насосами
.3.3 Эксплуатация скважин винтовыми насосами
.3.4 Эксплуатация скважин гидропоршневыми насосными установками
.4 Эксплуатация газовых скважин
. Сбор и подготовка нефти и газа
. Методы повышения нефтеотдачи пластов
Список используемых источников
нефтевой газовый скважина пласт
Нефть и газ известны человечеству с доисторических времен. Археологическими раскопками установлено, что на берегу Евфрата нефть добывалась за 6-4 тыс. лет до н. э.
До середины ХIХ в. нефть добывалась в небольших количествах, в основном из неглубоких колодцев вблизи естественных выходов ее на дневную поверхность. Зарождение нефтегазовой промышленности началось в конце 60-х годов прошлого века с началом бурения нефтяных скважин. Нефть и природный газ сейчас лежат в основе мирового топливно-энергетического баланса. Продукты переработки нефти широко используются во всех отраслях промышленности, сельского хозяйства, на транспорте и в быту.
1. Краткая история развития нефтегазового дела
год н. э. В Китае впервые пробурили скважины в земле для получения нефти. В качестве труб использовались полые стволы бамбука.
год. Итальянский путешественник Марко Поло, проезжавший по территории современного Азербайджана, сообщил, что местные жители собирали нефть, просачивающуюся из земли. Примерно в это же время отмечено начало торговли нефтью.
Примерно 1500 год. В Польше впервые стали использовать нефть для освещения улиц. Нефть поступала из района Карпат.
год. Первая в мире нефтяная скважина современного типа пробурена на Апшеронском полуострове неподалеку от Баку.
год. Канадский геолог Абрахам Геснер впервые получил керосин.
год. Нефть начали добывать в Северной Америке (Канада, провинция Онтарио).
год. Начало нефтедобычи в США. Первая скважина (глубиной 21 метр) пробурена в штате Пеннсильвания. Она позволяла добывать 15 баррелей нефти в день.
год. Россия впервые в мире начинает использовать танкеры для доставки нефти из бакинских месторождений в Астрахань. Примерно в том же году (данные из различных источников расходятся) в США построена первая железнодорожная цистерна для перевозки нефти.
год. Германские инженеры Карл Бенц и Вильгельм Даймлер создали автомобиль, работавший на бензиновом двигателе. Ранее бензин был лишь побочным продуктом, образовавшимся при изготовлении керосина.
год. Германский инженер Рудольф Дизель изобрел дизельный двигатель, способный работать на побочных продуктах переработки нефти. Ныне индустриально развитые страны мира активно ограничивают использование дизельных моторов, которые наносят значительный ущерб окружающей среде.
год. Крупнейшими странами-производителями нефти стали США, Россия, современная Индонезия, Австро-Венгрия, Румыния и Индия.
год. В Баку (Азербайджан, тогда Российская Империя) случился первый в мировой истории масштабный пожар не нефтяных приисках.
год. Британская компания Shell и голландская Royal Dutch слились в Royal Dutch Shell
год. Открыты первые нефтяные месторождения в Иране. Для их эксплуатации создана Англо-Персидская Нефтяная Компания Anglo Persian Oil, позднее ставшая компанией British Petroleum.
— 1918 годы. Первая Мировая война. Впервые война велась, в том числе, и для получения контроля за месторождениями нефти.
год. Впервые в мире Советская Россия национализировала нефтяные компании.
год. Месторождения нефти открыты в Бахрейне.
год. Месторождения нефти открыты в Кувейте и Саудовской Аравии.
год. Впервые в истории США нефть стала главным источником энергии, оттеснив уголь на второе место.
год. Суэцкий кризис. После вторжения англо-французских войск в Египет мировые цены на нефть за короткое время выросли вдвое.
год. Месторождения нефти открыты в Алжире и Нигерии.
год. Первая попытка создать международную организацию поставщиков нефти. В Каире (Египет) прошел Арабский Нефтяной Конгресс, участники которого заключили джентльменское соглашение о совместной нефтяной политике, которая должна была увеличить влияние арабских государств в мире.
год. В Багдаде (Ирак) образована Организация Государств-Экспортеров Нефти (ОПЕК)\OPEC. Ее основателями стали Иран, Ирак, Кувейт, Саудовская Аравия и Венесуэла. Ныне в состав ОПЕК входят 11 стран.
год. Шестидневная Война между Израилем и коалицией арабских государств. Мировые цены на нефть выросли примерно на 20%.
год. Открыты крупные нефтяные месторождения на территории Аляски.
год. Первая крупная экологическая катастрофа, причиной которой стал разлив нефти. Причиной стала авария на нефтедобывающей платформе неподалеку от побережья Калифорнии.
год. Крупнейшая в истории авария на нефтяной платформе. Британская платформа в Северном Море Piper Alpha загорелась. В результате погибло 167 человек из 228, находящихся на ней.
Подписан 50-летний мораторий на разработку месторождений нефти в районе Антарктиды.
год. Слияние крупнейших французских нефтяных компаний: Total Fina и Elf Aquitaine.
Начато строительство нефтепровода Баку-Джейхан.
Объединились крупнейшие нефтяные компании Conoco и Phillips.
Начались массовые продажи автомобилей, работающих на альтернативном топливе.
2. Понятие скважины. Назначение скважин
Скважины можно классифицировать по назначению, профилю ствола и фильтра, степени совершенства и конструкции фильтра, количеству обсадных колонн, расположению на поверхности земли и т.д.
По степени совершенства выделяют скважины: сверхсовершенные, совершенные, несовершенные по степени вскрытия продуктивных пластов, несовершенные по характеру вскрытия продуктивных пластов.
По конструкции фильтра скважины классифицируют на: незакрепленные, закрепленные эксплуатационной колонной, закрепленные вставным щелевым или сетчатым фильтром, закрепленные гравийно-песчаным фильтром.
По количеству находящихся в скважине колонн выделяют скважины: одноколонные (только эксплуатационная колонна), многоколонные (двух-, трех-, N-колонные).
По расположению на поверхности земли скважины различают: расположенные на суше, шельфовые, морские.
По назначению различают скважины: опорные, параметрические, структурно-поисковые, разведочные, нефтяные, газовые, геотермальные, артезианские, нагнетательные, наблюдательные, специальные.
Разведочные скважины служат для выявления продуктивных пластов, а также для оконтуривания разрабатываемых нефтяных и газовых месторождений.
Добывающие (эксплуатационные) скважины предназначены для добычи нефти и газа из земных недр. К этой категории относят также нагнетательные, оценочные, наблюдательные и пьезометрические скважины.
Нагнетательные скважины необходимы для закачки в пласт воды, газа или пара с целью поддержания пластового давления или обработки призабойной зоны. Эти меры направлены на удлинение периода фонтанного способа добычи нефти или повышение эффективности добычи.
Контрольные и наблюдательные скважины служат для наблюдения за объектом разработки, исследования характера продвижения пластовых флюидов и изменения газонефтенасыщенности пласта.
Опорные скважины бурят для изучения геологического строения крупных регионов с целью установления общих закономерностей залегания горных пород и выявления возможностей образования в этих породах месторождений нефти и газа.
При поиске, разведке и разработке нефтяных и га-зовых месторождений бурят картировочные, сейсморазведочные, специальные и другие скважины.
В зависимости от геологических условий нефтяного месторождения бурят различные типы скважин. Нефтяная скважина может быть:
) многоствольная или многозабойная
Если угол отклонения от вертикали больше 5°, то это уже наклонно-направленная скважина.
Скважины с двумя и более стволами называют многоствольными (многозабойными).
Опорные скважины подразделяются на две группы:
К первой группе относят скважины, закладываемые в районах, не исследованных бурением, с целью всестороннего изучения разреза осадочных пород и установления возраста и вещественного состава фундамента.
Ко второй группе относят скважины, закладываемые в относительно изученных районах для всестороннего изучения нижней части разреза, ранее не вскрытой бурением, или для освещения отдельных принципиальных вопросов с целью уточнения геологического строения и перспектив нефтегазоносности района и повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ.
3. Физика нефтяного и газового пласта
.1 Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов
Эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей связана с фильтрацией огромных масс жидкостей и газов в пористой среде к забоям скважин. От свойств пористых сред, пластовых жидкостей и газов зависят закономерности фильтрации нефти, газа и воды, дебиты скважин, продуктивность коллектора.
Для определения характеристики нефтяного и газового пласта необходимо знать:
) гранулометрический (механический) состав пород;
) механические свойства (упругость, пластичность, сопротивление разрыву, сжатию и другим видам деформаций);
) насыщенность пород водой, нефтью и газом в различных условиях.
Гранулометрический состав горной породы характеризует количественное содержание в ней частиц различной крупности. От гранулометрического состава зависят коллекторские свойства пласта: пористость, проницаемость, удельная поверхность породы [13].
Способность пород вмещать воду, а также жидкие и газообразные углеводороды определяется их пористостью, т. е. наличием в них пустот (пор). Каналы, образуемые порами, можно условно разделить на три группы:
Под проницаемостью горных пород понимают их способность пропускать через себя жидкости или газы. Проницаемость горных пород характеризуется коэффициентом проницаемости, входящим в формулу линейного закона фильтрации Дарси и имеющим размерность «метр в квадрате». Физический смысл этой размерности заключается в том, что проницаемость как бы характеризует размер площади сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация.
При разработке нефтяных и газовых месторождений в пористой среде одновременно движутся нефть, газ и вода или их смеси. В связи с этим проницаемость одной и той же пористой среды для одной фазы (жидкости или газа) будет изменяться в зависимости от соотношения компонентов в смеси. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемости.
Удельной поверхностью породы называется суммарная площадь поверхности частиц, приходящаяся на единицу объема образца. От величины удельной поверхности нефтеносных пород зависят их проницаемость, содержание остаточной (связанной) воды и нефти.
Нефтенасыщенность (газо- или водонасыщенность) характеризует запасы нефти (газа или воды) в пласте. Количественно ее оценивают величиной коэффициента нефтенасыщенности (газо- или водонасыщенности), который находится как доля объема пор, заполненных нефтью (газом или водой).
3.2 Физические свойства пластовых флюидов
Высокие давление и температура в пласте сказываются на свойствах находящихся в нем нефти (конденсата), газа и воды.
Прежде всего, в зависимости от термодинамических условий в замкнутом пространстве пласта происходит изменение соотношения объемов жидкой и газовой фаз.
Давление, ниже которого начинается выделение растворенного в нефти газа, называется давлением насыщения. Его определяют по моменту появления первых газовых пузырьков в однородной до этого жидкой фазе.
Рисунок 3- Характер зависимости вязкости пластовой нефти от давления и от температуры.
Характер изменения вязкости пластовой воды аналогичен.
Вязкость газа при изменении давления и температуры изменяется неоднозначно. При низких давлениях (до 10 МПа) с повышением температуры вязкость газов возрастает, что объясняется увеличением числа столкновений их молекул. При высоких давлениях газ настолько уплотнен, что определяющее влияние на его вязкость, как и у жидкостей, оказывают силы межмолекулярного притяжения, которые с ростом температуры ослабляются и, соответственно, вязкость газа уменьшается.
Плотность нефти в пластовых условиях зависит от состава нефти, состава и количества растворенного газа, температуры и давления. Изменяется она аналогично вязкости.
На плотность пластовых вод, кроме давления, температуры и растворенного газа, сильно влияет их минерализация. Плотность пластовых вод увеличивается пропорционально росту концентрации солей.
Нефть и вода обладают свойством уменьшать свой объем под действием возрастающего давления. Упругие свойства этих жидкостей характеризуются величиной коэффициента сжимаемости, который определяется как отношение изменения объема жидкости к произведению ее первоначального объема на изменение давлениz [10].
4. Разработка нефтяных и газовых месторождений
.1 Понятие о нефтяной и газовой залежи
Залежью называется естественное локальное единичное скопление нефти в одном или нескольких сообщающихся между собой пластах-коллекторах, т. е. в горных породах, способных вмещать в себе и отдавать при разработке нефть.
Места скопления природного газа в свободном состоянии в порах и трещинах горных пород называются газовыми залежами. Если газовая залежь является рентабельной для разработки, т.е. когда сумма затрат на добычу, транспорт и использование газа меньше полученного экономического эффекта от его применения, то она называется промышленной.
Газовым месторождением обычно называют одну залежь или группу залежей, расположенных на одной территории.
Размер и многопластовость месторождений с емкостными свойствами коллекторов определяют в целом величину и плотность запасов нефти, а в сочетании с глубиной залегания oбycловливают выбор системы разработки и способов добычи нефти.
Системой разработки месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты, с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число
резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений.
.2 Режимы работы залежей
В зависимости от источника пластовой энергии, обуславливающего перемещение нефти по пласту к скважинам, различают пять основных режимов работы залежей (рис. 4):
При жестководонапорном режиме источником энергии является напор краевых (или подошвенных) вод. Ее запасы постоянно пополняются за счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоемов. Отличительной особенностью жестководонапорного режима является то, что поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом непрерывно перемещается и сокращается.
Эксплуатация нефтяных скважин прекращается, когда краевые воды достигают забоя тех из них, которые находятся в наиболее высоких частях пласта, и вместо нефти начинает добываться только вода.
На практике всегда есть еще один промежуточный этап разработки нефтяных месторождений, когда одновременно с нефтью добывается вода. Это связано с тем, что из-за неоднородности пласта по проницаемости и сравнительно высокой вязкости нефти в пластовых условиях по отношению к вязкости пластовой воды происходит прорыв краевых и подошвенных вод к забою скважин.
При жестководонапорном режиме работы нефтяной залежи обеспечивается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пластов, равный 0,5-0,8.
При жестководонапорном режиме давление в пласте настолько велико, что скважины фонтанируют. Но отбор нефти и газа не следует производить слишком быстро, поскольку иначе темп притока воды будет отставать от темпа отбора нефти и давление в пласте будет падать, фонтанирование прекратится [4].
При упруговодонапорном режиме основным источником пластовой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в недрах под действием горного давления. При данном режиме по мере извлечения нефти давление в пласте постепенно снижается. Соответственно уменьшается и дебит скважин.
Отличительной особенностью этого режима является то, что водоносная часть пласта значительно больше нефтеносной (границы водоносной части отстоят от контура нефтеносности на 100 км и более). Хотя расширение породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесенное к единице объема, незначительно, при огромных объемах залежи и питающей ее водонапорной системы таким образом можно извлечь до 15% нефти от промышленных запасов.
Коэффициент нефтеотдачи при упруговодонапорном режиме также может достигать 0,8.
При газонапорном режиме источником энергии для вытеснения нефти является давление газа, сжатого в газовой шапке. Чем больше ее размер, тем дольше снижается давление в ней.
В месторождениях, работающих в газонапорном режиме, процесс вытеснения нефти расширяющимся газом обычно сопровождается гравитационными эффектами. Газ, выделяющийся из нефти, мигрирует вверх, пополняя газовую шапку и оттесняя нефть в пониженную часть залежи. По мере понижения уровня газонефтяного контакта происходит прорыв газа к нефтяным скважинам, находящимся ближе к контуру газоносности, и их эксплуатация прекращается, т. к. в противном случае расходование энергии расширения газа газовой шапки будет нерациональным.
Коэффициент нефтеотдачи пласта при газонапорном режиме составляет 0,4-0,6.
При режиме растворенного газа основным источником пластовой энергии является давление газа, растворенного в нефти. По мере понижения пластового давления газ из растворенного состояния переходит в свободное. Расширяясь пузырьки газа выталкивают нефть к забоям скважин.
Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа самый низкий и составляет 0,15-0,3. Причина этого в том, что запас энергии газа часто полностью истощается намного раньше, чем успевают отобрать значительные объемы нефти.
Гравитационный режим имеет место в тех случаях, когда давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. При этом режиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжести, а оттуда она откачивается механизированным способом.
4.3 Стадии разработки месторождений
По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме [15].
) интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня (прирост составляет примерно 1-2% в год от балансовых запасов);
) быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6-0,8 от максимального;
) резким снижением пластового давления;
) небольшой обводненностью продукции (обводненность продукции достигает 3-4% при вязкости нефти не более 5 мПас и 35% при повышенной вязкости);
) достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи (около 10%).
Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4-5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти (отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам).
) ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;
) нарастанием обводненности продукции (ежегодный рост обводненности составляет 2-3% при малой вязкости нефти и 7% и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65%);
) отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти;
Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80-90% извлекаемых запасов нефти.
) снижением добычи нефти (в среднем на 10-20% в год при маловязкихнефтях и на 3-10% при нефтях повышенной вязкости);
) темпом отбора нефти на конец стадии 12,5%;
) уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи;
) прогрессирующим обводнением продукции до 80-85% при среднем росте обводненности 78% в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости;
) повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи на конец стадии до 50-60% для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПас и до 20-30% для месторождений с нефтями повышенной вязкости;
) суммарным отбором жидкости 0,5-1 объема от балансовых запасов нефти.
) малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти (в среднем около 1%);
) большими темпами отбора жидкости (водонефтяные факторы достигают 0,7-7 м 3 /м 3 );
) высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%);
) более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4-0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);
) отбором за период стадии 10-20% балансовых запасов нефти.
Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15-20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%.
5. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин
В нефтяных скважинах существуют следующие способы:
.1 Фонтанный способ эксплуатации
Способ эксплуатации скважин, при котором подъём нефти или смеси нефти с газом от забоя на поверхность осуществляется за счёт природной энергии, называется фонтанным.
Если давление столба жидкости, заполняющей скважину, меньше пластового давления и призабойная зона незагрязнена (ствол скважины сообщается с пластом), то жидкость будет переливаться через устье скважины, т. е. скважина будет фонтанировать. Фонтанирование может происходить под влиянием:
) энергии расширяющегося газа;
) или того и другого вместе.
В большинстве случаев главную роль в фонтанировании скважин играет газ, содержащийся вместе с нефтью в пласте. При эксплуатации скважины, пробуренной на пласт, свободный газ из нефти начинает выделяться в подъемных трубах на такой глубине, где давление ниже давления насыщения нефти газом. В этом случае подъем нефти в скважине будет происходить за счет гидростатического напора и энергии сжатого газа, проявляющейся в верхней части скважины. Такой вид фонтанирования будет газлифтным.
На глубине, соответствующей давлению насыщения нефти газом, он начинает выделяться из нефти в виде мельчайших пузырьков. По мере продвижения вверх пузырьки газа испытывают все меньшее давление, в результате чего объем пузырьков газа увеличивается, и плотность смеси жидкости и газа уменьшается. Общее давление столба газожидкостной смеси на забой скважины становится меньше пластового, что вызывает самоизлив нефти, т. е. фонтанирование скважины [1].
В добывающих скважинах на поток газожидкостной смеси влияют размеры насосно-компрессорных труб (HKТ). При малой газонасыщенности пузырьки газа находятся на некотором расстоянии друг от друга (пузырьковая структура, рис. 7а). Их формы и размеры определяются соотношениями между силами сопротивления и поверхностного натяжения. Относительная скорость при этой структуре не превышает 10-20 см/с.
С ростом газонасыщенности при определенных свойствах газа и жидкости происходит слияние пузырьков. В этом случае диаметр их практически равен диаметру труб и развивается четочная (пробковая) структура (рис. 7б). Относительная скорость газа достигает 50-100 см/с.
При дальнейшем увеличении газонасыщенности пузырьки сливаются и образуется кольцевая структура или структура тумана (рис. 7 в). Часть жидкости переносится потоком газа в виде капель, часть движется вдоль стенки трубы, увлекаемая газом за счет сил трения.
.2 Газлифтный способ эксплуатации
Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности.
Способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб через башмак или через клапаны, называется газлифтным.
Для подъема жидкости сжатым газом в скважине необходимы два канала:
) для подъема на поверхность жидкости.
Если под уровень жидкости, находящейся в каком-либо сосуде, опустить систему соединенных между собой трубок (рис. 8) и в трубку 1 нагнетать газ (воздух), то жидкость в ней под действием давления газа будет оттесняться вниз, перетекая в сосуд и в трубку 2.
При достижении места соединения трубок газ в виде мельчайших пузырьков будет поступать в трубку 2 и устремляться вверх. Во время движения вверх пузырьки воздуха увеличиваются в объеме и увлекают за собой жидкость, находящуюся в трубке 2.
Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы [5].
Достоинства газлифтного метода:
) отсутствие подвижных и быстроизнашивающихся деталей (что позволяет эксплуатировать скважины с высоким содержанием песка);
) расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт);
) обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800 ч 1900 м3/сут);
) возможность эксплуатации нефтяных скважин при сильном обводнении и простота регулирования дебита скважин.
Недостатки газлифтного метода:
) большие капитальные затраты;
) повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных подъемников;
) быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации.
.3 Глубиннонасосный способ эксплуатации
.3.1 Эксплуатация скважин штанговыми насосами
В скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг. Штанговая глубинная насосная установка (рис. 9) состоит из скважинного насоса (вставного или невставного типов), насосных штанг насосно-компрессорных труб, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске, сальникового уплотнения, сальникового (полированного) штока, станка-качалки, фундамента и тройника (устьевой арматуры). На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра.
Недостатками штанговых насосов является ограниченность глубины их подвески и малая подача нефти из скважин. Колонна насосно-компрессорных труб, по которой жидкость от насоса поднимается на поверхность, заканчивается на устье тройником 3. Сальниковое устройство в верхней части тройника предназначено для предотвращения утечек жидкости вдоль движущегося сальникового (полированного) штока. По боковому отводу в средней части тройника жидкость из скважины направляется в выкидную линию. Возвратно-поступательное движение колонне насосных штанг передается от электродвигателя 8 через редуктор 7 и кривошипно-шатунный механизм станка-качалки.
При движении плунжера вверх всасывающий клапан 13 под давлением жидкости открывается, в результате чего жидкость поступает в цилиндр насоса. Нагнетательный клапан 10 в это время закрыт, т. к. на него действует давление столба жидкости, заполнившей насосные трубы.
При движении плунжера 12 вниз всасывающий клапан 13 под давлением жидкости, находящейся под плунжером, закрывается, а нагнетательный клапан 10 открывается и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером.
.3.2 Эксплуатация скважин погружными электроцентробежными насосами
На заключительной стадии эксплуатации вместе с нефтью из скважин поступает большое количество пластовой воды, применение штанговых насосов становится малоэффективным. Этих недостатков лишены установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН).
.3.3 Эксплуатация скважин винтовыми насосами
При вращении винт и его обойма образуют по всей длине ряд замкнутых полостей, которые передвигаются от приема насоса к его выкиду. Вместе с ними перемещается и откачиваемая жидкость.
Рабочими органами винтового насоса являются однозаходные стальные винты и резинометаллические обоймы, внутренняя полость которых представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом, в 2 раза большим шага винта.
Прием жидкости из скважины ведется через фильтровые сетки.
Нагнетаемая жидкость поступает в полость между винтами и за обоймой проходит в подъемные трубы.
Винт, вращаясь в обойме, совершает сложное планетарное движение. За один оборот винта замкнутые полости, имеющие винтообразную форму, перемещаются с заключенной в них жидкостью на один шаг обоймы в осевом направлении в сторону нагнетания. При вращении винта непрерывно открываются и замыкаются полости, образуемые винтом и обоймой. При этом сумма заполненных жидкостью выходных площадей поперечного сечения винта с обоймой остается постоянной и поток жидкости всегда непрерывен и пропорционален частоте вращения винта. Жидкость перекачивается практически без пульсации, не создавая стойкой эмульсии из нефти с водой.
Одним из достоинств погружного винтового насоса является то, что он обеспечивает стабильные параметры при добыче нефти с высоким газовым фактором и даже попадание свободного газа на прием насоса не приводит к срыву подачи [3].
.3.4 Эксплуатация скважин гидропоршневыми насосными установками
Недостатки их связаны с необходимостью обустройства промысла громоздкой системой снабжения скважин рабочей жидкостью при тщательной ее очистке, которая требуется для успешной работы гидравлического двигателя. В качестве рабочей жидкости используется очищенная дегазированная нефть.
.4 Эксплуатация газовых скважин
Конструкция и оборудование газовых и газоконденсатных скважин имеют много общего с нефтяными скважинами, которые эксплуатируются фонтанным способом. В обоих случаях оборудование скважин состоит из колонны подъемных труб, спускаемых до фильтровой зоны, и устьевой фонтанной арматуры.
Вместе с тем имеются определенные отличия газовых и нефтяных скважин, обусловленные отличиями свойств нефти и газа.
) Плотность и вязкость газа в сотни и тысячи раз меньше плотности и вязкости нефти.
) Добыча газа происходит только фонтанным способом.
) Газ некоторых месторождений содержит в своем составе агрессивные компоненты (сероводород и углекислый газ).
Поэтому к конструкции газовых скважин и оборудованию предъявляются повышенные требования в части обеспечения герметичности и защите эксплуатационной колонны от коррозии.
Конструкция скважины в зависимости от состава газа, условий эксплуатации, значения ее как источника энергии может быть одноколонной, состоящей из кондуктора и фонтанных труб, или сложной [2].
6. Сбор и подготовка нефти и газа
Пластовая продукция, поступающая из эксплуатационных скважин, представляет собой многофазную смесь, включающую нефть, газ, пластовую воду, соли, смолы и механические примеси. Состав пластовой продукции неоднороден для объекта разработки, вследствие изменения состава пластовой продукции с течением времени.
Для получения товарной нефти вся продукция скважин проходит следующие технологические операции.
Сбор пластовой продукции. Сбор продукции предполагает выбор установок для замера дебита эксплуатационных скважин, их технических характеристик, места расположения к и количество прикрепленных к ним скважин.
Транспорт пластовой продукции. Транспортировка добытой пластовой продукции сопряжена с выбором трассы, расчетом трубопроводной системы, выбором технологического оборудования дожимных насосных станций (ДНС) и определением требуемых технических характеристик этого оборудования.
Подготовка нефти. Подготовка нефти включает ряд технологических процессов, направленных на отделение нефти от воды, газа, механических примесей и солей.
Доведение нефти до товарной кондиции осуществляется в цехе подготовки и перекачки нефти (ЦППН).
Основным способом подготовки нефти является термохимическое отстаивание, в процессе которого продукция нагревается до 70-90°С, в неё вводится деэмульгатор и она проходит несколько ступеней сепарации [6].
Подготовка газа. Нефтяной газ содержит конденсат, насыщен тяжелыми углеводородами и парами воды. Наличие в газе жидкой фазы недопустимо при его сжатии в компрессорной машине. Поэтому вся жидкость должна быть отделена от газа перед его переработкой (использованием).
Для очистки газа используются гравитационные и циклонные сепараторы.
Более глубокая осушка газа достигается применением абсорбционных технологий.
Нефтяной (попутный) газ может быть использован в системе ППД при закачке его в пласт или направлен на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) для углубленной переработки.
Высокий газовый фактор и наличие легких фракций в нефти (этан, пропан, бутан) обусловливает необходимость стабилизации нефти.
7. Методы повышения нефтеотдачи пластов
На протяжении последних десятилетий одной из актуальных проблем нефтяной промышленности является совершенствование методов контроля и регулирования разработки нефтяных месторождений, направленных на создание новых технологий «интеллектуального месторождения».
Повышение нефтеотдачи и ускорение темпов разработки нефтяных залежей во многом определяется качественной и бесперебойной работой добывающих скважин, которые в свою очередь определяются соотношением призабойной зоной пласта. Эта область пласта наиболее подвержена различным физико-химическим и термодинамическим изменениям.
Главное требование к выбору способа воздействия на пласт заключается в обеспечении рентабельного уровня продуктивности скважины при минимизации затрат времени, трудовых и материальных ресурсов. Поэтому способ воздействия необходимо выбирать на основе тщательного анализа горно-геологических условий испытания скважины и его результатов.
Выделяют несколько групп методов повышения нефтеотдачи пласта:
) тепловые, микробиологические и другие методы.
К первой группе относятся методы, которые осуществляются через изменение режимов эксплуатации скважин и, как следствие, через изменение режимов работы пласта [14].
Эти методы объединяются общим понятием «нестационарное заводнение» и включают в себя: циклическое заводнение; изменение направления фильтрационных потоков. Они сравнительно просты в реализации, не требуют больших экономических затрат и получили широкое развитие.
Методы основаны на периодическом изменении режима работы залежи путем прекращения и возобновления закачки воды и отбора, за счет чего более полно используются капиллярные и гидродинамические силы.
Это способствует внедрению воды в зоны пласта, ранее не охваченные воздействием.
Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличения градиента давления и скорости фильтрации. При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы.
Ведущее место в физико-химических методах воздействия на пласт занимает полимерное заводнение. Получение композиций полимеров в сочетании с различными реагентами существенно расширяет диапазон применения полимеров.
Одним из эффективных методов физико-химического воздействия на пласт является щелочное заводнение. Метод основан на снижении поверхностного натяжения на границе нефти с раствором щелочи. При этом образуются стойкие водонефтяные эмульсии с высокой вязкостью, способные выравнивать подвижность вытесняемого и вытесняющего агентов. Щелочное заводнение эффективно для нефти высокой вязкости и неоднородных пластов.
На завершающих стадиях разработки большое значение имеет ограничение притоков пластовой и закачиваемой воды. Для этой цели применяются различные методы ремонтно-изоляционных работ, в результате которых не только уменьшается обводненность продукции, но и повышается охват пласта процессом выработки запасов. Наиболее часто применяется изоляция цементом обводненных пропластков или ликвидация заколонной циркуляции.
На современном этапе задачу повышения нефтеотдачи пластов экологически чистыми технологиями может решить метод микробиологического воздействия на пласт. В отличие от химических реагентов, теряющих активность в результате разбавления их пластовыми водами, микроорганизмы способны к саморазвитию, т.е. размножению и усилению биохимической активности в зависимости от физико-химических условий среды.
Одними из приоритетных методов повышения нефтеотдачи пластов, наиболее подготовленными технологически и технически, являются тепловые, когда в продуктивный пласт вводится тепло. При этом вязкость нефти снижается, а нефтеотдача увеличивается. Среди тепловых методов воздействия на нефтяные пласты выделяют два направления: закачка в пласты пара и нагретой воды; внутрипластовое горение. Тепловые методы целесообразно применять в пластах с вязкостью нефти более 50 мПа-с [8].
Сегодня нефтегазовая промышленность имеет ключевое значение. Это основная отрасль, поставляющая различные виды топлива для транспортных средств, машин и механизмов, печей и котельного оборудования. Кроме того, нефтяное и газовое сырье является основным сырьем для предприятий нефтехимического и химического комплекса.
Перспективы развития нефтегазового комплекса связаны с огромными потенциальными ресурсами нефти и газа, которые залегают в недрах и еще не разведаны. К ним относятся большие площади перспективных земель, как в пределах суши, так и на акваториях, где имеются предпосылки для обнаружения значительных скоплений нефти и газа.
Крупнейшие из таких земель это Урало-Поволжье, Тимано-Печора, Западная Сибирь, Предкавказье, Прикаспий, Восточная Сибирь, Дальний Восток (Сахалин).
Перспективы нефтегазоностности связаны также с неизученными частями Восточной Сибири и Дальнего Востока, где возможные продуктивные горизонты могут быть в палеозойских и мезозойских отложениях.
Новые открытия могут быть сделаны в арктических акваториях России, на шельфе Баренцева и Карского морей.
С учетом того, что большинство стран в современном мире зависят от нефти, профессия нефтяника очень важна. Именно работники нефтегазовой отрасли добывают «черное золото» и «голубое топливо», обеспечивая основу стабильности экономики и социальной ситуации нашего региона.
Список используемых источников
1. On-line версии журнала «Геология нефти и газа»[www.geoim.ru]
2. Официальный интернет-портал «Газпромнефть»[#»justify»>3. Официальный интернет-портал «Способы разработки месторождений нефти»[#»justify»>4. Официальный интернет-портал «Всё о нефти: способы добычи» [http://vseonefti.ru/upstream/sposoby-dobychi.html]
Теги: Эксплуатация нефтяных и газовых скважин Отчет по практике Геология