Файл: ПЗ Бочкарев_word.docx

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

«Национальный исследовательский Томский политехнический Университет»

Факультет – Инженерная школа природных ресурсов

Направление – 21.03.01 «Нефтегазовое дело»

Кафедра – Нефтегазовое дело

СПЕЦИАЛИСТ ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА

Пояснительная записка

Исполнитель:
студент группы	О-2Б12		Бочкарев В.Д.		16.07.2023
Руководитель:
преподаватель			Вершкова Е.М.

Томск – 2023

Содержание

Содержание 2

Введение 3

1 Описание процессов и этапов добычи УВ 4

1.1 Основные стадии добычи УВ 4

1.1 Основные этапы процесса добычи 5

2 Необходимое оборудование 7

3 Требуемый персонал 14

4 Требуемые ресурсы 16

5 Современные и эффективные применяемые технологии 18

Заключение 22

Список использованной литературы 23

Введение

Профессия специалиста по добыче нефти и газа является основополагающей в устойчивом поддержании добычи углеводородов (УВ) на месторождении. Разработка новых, а главное эксплуатация уже освоенных месторождений, наряду с геологами является локомотивом в энергетической безопасности. Специалист по добыче УВ должен успешно поддерживать заданный уровень добычи, эффективно использовать и эксплуатировать все технические устройства на своем ОПО, поддерживать в заданном технологическом режиме аппараты, постоянно способствовать увеличению или как минимум неснижению добычи УВ. Специалист по добыче на ОПО, как эксплуатант, является флагманской профессией на объекте, он связует работу всех отдельных профессий, а именно специалистов-ремонтников, геологов, специалистов по охране труда, энергетиков, специалистов по автоматизации, так как работает со всем "живым комплексом" – добывающей установкой.

---

1. Описание процессов и этапов добычи ув

1. Основные стадии добычи ув

Условимся, что под добычей УВ будем понимать добычу нефти. Цикл работы с нефтью включает в себя ряд основных этапов:

• Геологоразведочные работы;

• Бурение (разведочное и эксплуатационное);

• Добыча и промысловая подготовка;

• Транспортировка и хранение;

• Переработка

После проведения всех необходимых разведочных и буровых работ, на которых мы не будем заострять внимание, наступает собственно процесс добычи нефти.

Условно принято выделять 4 его стадии:

• стадия интенсивного освоения нефтяного месторождения

• стадия максимального уровня добычи (выход на полку)

• стадия падения добычи нефти

• завершающая стадия разработки

Первые 3 стадии составляют основной период разработки. В это время отбирается 80-90% извлекаемых запасов нефти месторождения.

Длительность каждой стадии и объемы добычи нефти определяются проектной документацией на разработку месторождения.

1 стадия характеризуется:

• 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 мПа·с и 35 % при повышенной вязкости);

• Достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи Кн (около 10%).

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4-5 лет

2 стадия характеризуется:

• Более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти в течение 3-7 лет и более для месторождений с маловязкой нефтью; 1-2 года - при повышенной вязкости;

• 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;

• Текущим коэффициентом нефтеотдачи, составляющим к концу стадии 30-50 %, а для месторождений с «пикой» добычи – 10-15%.

---

3 стадия характеризуется:

• Снижением добычи нефти (в среднем на 10-20 % в год при маловязкой нефти и на 3-10 % при нефти повышенной вязкости);

• Темпом отбора нефти на конец стадии 1-2,5 %;

• 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 7-8 % в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтью повышенной вязкости;

• Повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи на конец стадии до 50-60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа·с и до 20-30 % для месторождений с нефтью повышенной вязкости;

• Суммарным отбором жидкости 0,5-1 объема от балансовых запасов нефти.

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача – замедление темпа снижения добычи нефти.

Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5 -10 и более лет.

4 стадия характеризуется:

• Малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти (в среднем около 1%);

• Большими темпами отбора жидкости (водонефтяные факторы достигают 0,7-7 м³/м³);

• 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 4й 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%.

---

1. Основные этапы процесса добычи

Перед тем, как запустить процесс транспортировки нефти или создать необходимые условия для ее хранения, нефть подвергается промысловой подготовке. Ее физико-химическая сущность состоит в обезвоживании и обессоливании подготовляемого вещества. Помимо этого, проводится сепарация фракций и очистка нефти от механических примесей.

Конечным результатом промысловой подготовки считается достижение стабилизации нефтяных фракций.

Промысловая подготовка выполнятся для:

• обеспечения показателей установленного качества сырья на НПЗ и ГПЗ;

• с целью снижения влияния вредных компонентов нефти на срок службы МНП (магистральных нефтепроводов).

Графически, схема сбора и подготовки скважинной продукции на нефтепромысле представлена на рисунке Рисунок 1.1.1.1.a.1:

1. – Схема сбора и подготовки ув на нефтепромысле

Здесь 1 – нефтяная скважина; 2 – автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ); 3 – дожимная насосная станция (ДНС); 4 – установка очистки пластовой воды; 5 – установка подготовки нефти; 6 – газокомпрессорная станция; 7 – центральный пункт сбора нефти, газа и воды; 8 – резервуарный парк.

2. Необходимое оборудование

Как правило, все оборудование для добычи нефти принято классифицировать на несколько групп:

• Оборудование для скважин эксплуатационных: сюда входит все, что необходимо для нормального функционирования скважины – это и колонны труб, и пакеры, и фильтры, и отсекатели. Все эти технические средства нужны для полноценного обслуживания скважины, обеспечения ее безопасности и надежности;

• Для правильной эксплуатации любой скважины требуется специальное оборудование – насосные установки, запорные установки и прочие агрегаты, необходимые скважинам фонтанного типа;

• Механизмы для обработки и ремонта скважин – подъемные агрегаты, вышки, стеллажи и так далее;

• Оборудование для хранения, подготовки и перекачки нефти;

• Агрегаты, необходимые для проведения нефтяных работ в море. К этой группе относится самое сложное оборудование – танкеры, платформы и их опоры, подводное оборудование и прочее.

Подробно остановимся на скважинном оборудовании. В пробуренных эксплуатационных скважинах оборудуют как забойную (в зоне продуктивного пласта), так и устьевую часть. При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит по специальным насосно-компрессорным трубам - НКТ, спускаемым в скважины перед началом их эксплуатации.

---

Устье скважины оснащают колонной головкой (колонная обвязка). Колонная головка предназначена для разобщения межколонных пространств и контроля за давлением в них. Ее устанавливают на резьбе или посредством сварки на кондукторе. Промежуточные и эксплуатационные колонны подвешивают на клиньях или муфте.

Конструкция колонной обвязки предусматривает возможность:

• восстановления герметичности межколонных пространств подачей в межпакерную полость консистентного смазочного материала;

• опрессовки фланцевых соединений;

• контроля и разведки давления среды в межколонных пространствах;

• проведение цементирования скважины.

Иногда колонная головка может иметь сальник, чтобы эксплуатационная колонна могла перемещаться в вертикальном направлении (например, при закачке теплоносителя).

При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит обычно по НКТ, которые применительно к способам эксплуатации еще называют фонтанными, компрессорными, насосными, подъемными или лифтовыми.

Насосно-компрессорные трубы используются также для различных технологических процессов (например, для солянокислых обработок пластов, разбуривания цементных пробок и т.д.).

Ограничением при выборе диаметра проходных отверстий скважинного трубопровода служит скорость потока рабочей среды. Для нефтяных скважин она не должна превышать 10 м/с, а для газовых – 24 м/с. Это связано с резко увеличивающимся эрозионным износом трубопровода и устьевого оборудования. Иногда увеличивают диаметр трубопровода с целью обеспечения эрозионной и коррозионной стойкости.

Обсадные трубы служат для крепления ствола скважины. Обсадные трубы могут применяться вместо НКТ, например, при отборе 5000-7000 м3/сут. воды из скважин большого диаметра. Иногда для этого используют бурильные трубы.

Пакеры при эксплуатации устанавливаются обычно в обсаженной части скважины и спускают их на колонне подъемных труб. Уплотнение, прижимаемое к обсадной трубе, должно надежно разобщать части ствола скважины, находящиеся над и под уплотнителем. Уплотнители для эксплуатационных нужд подразделяются по своему назначению.

• Уплотнители, применяемые при отборе нефти и газа из пласта в случае:

• оборудования, требующего создания в скважине двух изолированных каналов (например, НКТ и уплотненное снизу пространств между НКТ и обсадными трубами при раздельной эксплуатации нескольких пластов);

• беструбной эксплуатации (подъеме жидкости по обсадной колонне, в нижней части которой установлено уплотнение);

• предохранения от выброса при газопроявлениях (пакер с клапаном-отсекателем).

---