Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Тип работы:
Отчет
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Введение

буровой экономический нефтедобыча

Первая учебная практика является ознакомительной частью обучения и способствует ознакомлению со своей профессией до начала изучения специальных предметов. Данная практика проходила на учебном полигоне НГДУ «Ямашнефть». Основными задачами практики являлись:

1. Ознакомление студентов с обустройством нефтяного месторождения и процессами бурения нефтяных и газовых скважин.

2. Ознакомление с основным оборудованием, которое применяется при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

3. Ознакомление с нефтяным промыслом и его производственно-хозяйственной деятельностью.
4. Получение определенных практических знаний и опыта, способствующих хорошему усвоению теоретического материала при дальнейшем обучении по своей специальности в ВУЗе.

В ходе учебной практики мы посетили и ознакомились с обустройством ГЗНУ, ДНС, КНС, а также с кустом скважин предназначенных для 1-лифтовых ОРЭ, посетили буровую установку, машины КРС и тренировочные сектора по ремонту оборудования и проведения соревнований среди сотрудников.

1. Понятие о нефтегазодобывающем и сервисном предприятии ОАО «Татнефть» или промышленных предприятиях Юго-востока Татарстана (НГДУ «Альметнефть»)

Общие положения НГДУ «Альметьевнефть»: Нефтегазодобывающее управление «Альметьевнефть» является структурным подразделением вертикально-интегрированной компании ОАО «Татнефть», имеющее свою организационную структуру и функциональные обязанности.

НГДУ в своей деятельности руководствуется Уставом ОАО «Татнефть» имени В. Д. Шашина (далее — Общество), настоящим положением, иными актами Общества и действующим законодательством.

Миссия НГДУ «Альметьевнефть» неразрывно связана с миссией одной из крупнейших в нефтегазовом комплексе компании России — ОАО «Татнефть»: укрепление и повышение статуса международно-признанной, финансово-устойчивой компании, как одного из крупнейших российских вертикально-интегрированных производителей нефти и газа, продуктов нефтепереработки и нефтехимии, с обеспечением высокого уровня социальной ответственности.

Основные виды деятельности НГДУ — добыча, подготовка, переработка и реализация нефти и нефтепродуктов.

Основной целью создания НГДУ «Альметьевнефть» является получение прибыли за счет осуществления своей деятельности в нефтяной промышленности.

Основными видами деятельности НГДУ «Альметьевнефть» являются:

— разработка и эксплуатация нефтяных месторождений, в том числе с трудноизвлекаемыми запасами;

— повышение нефтеотдачи пластов (вторичными и третичными методами) за счет применения прогрессивных технологий;

— осуществление ремонтных работ в скважинах;

— освоение скважин;

— сдача в аренду основных средств физическим и юридическим лицам;

— контроль качества строительства трубопроводов с помощью дефектоскопической лаборатории;

— сбор, сортировка и переработка сырья и вторичных материалов и отходов;

— разработка проектно-сметной документации и внедрение в производство;

— создание и эксплуатация производственной и испытательной лаборатории по проведению контроля оборудования и материалов неразрушающими методами контроля и др.

2. Основные технико-экономические показатели, характеризующие работу предприятия. Организационная структура предприятия

буровой экономический нефтедобыча

Основные технико-экономические показатели должны охарактеризовать в обобщенном виде все стороны производственно-хозяйственной деятельности предприятия: показать общие результаты работы, количество используемых ресурсов, эффективность их использования, степень повышения жизненного уровня трудящихся. Анализ этих показателей дает возможность успешно разрабатывать оптимальные управленческие решения в целях наиболее рационального использования производственных мощностей, основных фондов, оборотных средств предприятия для дальнейшего положительного развития нефтегазодобывающего управления.

Для анализа деятельности НГДУ использует систему наиболее важных основных технико-экономических показателей. Эта система объективно оценивает основные результаты хозяйственной деятельности. Показатели применяют как для планирования производственно-хозяйственной деятельности, учета результатов, отчетности, так и для анализа.

Рассмотрим систему технико-экономических показателей НГДУ «Альметьевнефть», представленную в табл. 1.1.

Таблица 1.1. Основные технико-экономические показатели работы за 2011 год

Показатель

Ед. изм

2010 год факт

2011 год

Откл. 2011 г. к 2010, +/-

план

Факт

откл., +/-

%

1

Добыча нефти — всего

тыс. тонн

4 024

3 953

4 035

82

102,1

11

2

Товарная продукция

тыс. руб.

29 786 207

37 538 350

38 810 742

1 272 392

103,4

9 024 535

3

Объем подготовленной нефти

тыс. тонн

3 933,1

3 863,8

3 949,9

86

102,2

17

4

Ввод новых скважин:

— нефтяных

скв.

33

29

42

13

144,8

9

-нагнетательных

скв.

24

27

26

-1

96,3

2

5

Эксплуатационный фонд скважин на конец года

— нефтяных

скв.

2 735

-

2 774

-

-

39

— нагнетательных

скв.

1 779

-

1 802

-

-

23

6

Среднегодовой действующий фонд скважин

— нефтяных

скв.

2 534

-

2 499

-

-

-35

— нагнетательных

скв.

1 656

-

1 696

-

-

40

7

Коэффициент эксплуатации нефтяных скважин

доли ед.

0,849

-

0,918

-

-

0,069

8

Коэффициент использования нефтяных скважин

доли ед.

0,791

-

0,838

-

-

0,047

9

Среднесуточные дебиты скважин

— по нефти

т/сут.

5,1

5,0

5,1

0

102,1

0,0

— по жидкости

т/сут.

24,6

23,6

24,6

1

104,2

0,0

10

Межремонтный период работы скважин

сут.

1183

-

1292

-

-

109

11

Текущий ремонт скв.

— кол-во отремонтированныхскв

скв.

1092

1114

867

-247

77,8

-225

— объем работ

тыс. руб.

537 771

-

517 763

-

-

-20 008

12

Добыча жидкости

тыс. тонн

19 272

18 500

19 285

785

104,2

13

13

Обводненность нефти

%

79,1

-

79,1

-

-

0

14

Капитальные вложения

тыс. руб.

2 840 600

3 940 866

3 924 859

-16 007

99,6

1 084 258

15

Ввод основных фондов

тыс. руб.

2 916 007

-

2 484 267

-

-

288 260

16

Среднегодовая ст-ть ОПФ

тыс. руб.

17 685 260

-

19 699 536

-

-

2 014 276

17

Среднесписочная численность

чел.

2080

2050

2003

-47

97,7

-77

18

Средняя з/п 1 работника

руб.

26 174

-

27 284

-

-

1109

— ППП

руб.

28 475

-

29 763

-

-

1288

— непромышленный персонал

руб.

14 150

-

14 575

-

-

425

19

Производительность труда 1 работника ППП

т. тн/чел.

2,30

2,34

2,41

0

102,9

0,10

20

Уд. расход численности ППП на 1 скв.

чел. /скв

0,69

-

0,67

-

-

-0,02

21

Затраты на про-во тов.

т. руб.

17 422 971

-

22 767 330

-

-

5 344 359

На основе данных таблицы 1.1 проанализируем основные технико-экономические показатели НГДУ «Альметьвнефть» за 2010−2011 годы.

Добыча нефти. Поскольку из года в год из-за ухудшения горно-геологических условий разработки площадей происходит снижение объемов добычи нефти, то доля увеличения и сохранения темпов добычи нефти в 2011 году был проделан большой объем геолого-технических мероприятий.

В целом эксплуатационный фонд увеличился, из 2735 скважин действующего фонда до 2774.

Всего добыто 4035 тыс. тонн нефти, что на 2,1% больше плана, и на 0,3% больше добычи 2010 года.

Введено 42 нефтяных и 26 нагнетательных скважин, что на 9 и 2 скважины больше, чем в предыдущем, соответственно. Однако план по нагнетательным был не выполнен.

Незначительно выросли коэффициенты эксплуатации и использования нефтяных скважин.

Обводненность нефти осталась неизменной.

Организационная структура нефтегазодобывающего предприятия зависит от целого ряда факторов: объема производства и характера технологического процесса; природно-геолографических и климатических условий; степени концентрации и специализации и многого другого.

Общее требование к организационной структуре — аппарат управления должен быть оперативным, то есть принимаемые им решения должны быть своевременны, отвечать требованиям и ходу производственного процесса. Его работа должна обеспечивать принятие наиболее оптимальных решений из множества возможных вариантов и надежное функционирование предприятия, исключающее ошибки и недостатки информации.

Общее и административное руководство НГДУ осуществляется начальником управления, назначаемым генеральным директором ОАО «Татнефть», который действует от имени ОАО «Татнефть» как его полномочный представитель на основании доверенности, выдаваемой ОАО «Татнефть», в установленном порядке пользуется его расчетным счетом. Цеха и другие подразделения НГДУ действуют в соответствии с положениями, подтвержденными начальником НГДУ.

Организационная структура НГДУ «Альметьевнефть» внутренняя структура формальной организации, определяющая состав, соподчиненность, взаимодействие и распределение работ по подразделениям и органам управления, между которыми устанавливаются определенные отношения по поводу реализации властных полномочий, потоков команд и информации.

Структура предприятия — это состав и соотношение его внутренних звеньев: цехов, участков, отделов, лабораторий и других подразделений, составляющих единый хозяйственный объект.

Под общей структурой предприятия (фирмы) понимается комплекс производственных подразделений, организаций по управлению предприятием и обслуживанию работников, их количество, величина, взаимосвязи и соотношения между ними по размеру занятых площадей, численности работников и пропускной способности.

Структура предприятия должна быть рациональной, экономичной, прямолинейной (обеспечивать кратчайшие пути транспортировки сырья, материалов, готовых изделий).

Организационная структура управления предприятием — упорядоченная совокупность служб, управляющих его деятельностью, взаимосвязями и соподчинением. Она непосредственно связана с производственной структурой предприятия, определяется задачами, которые стоят перед персоналом предприятия, многообразием функции управления и их объемом.

Организационная структура — состав и соподчиненность взаимосвязанных организационных единиц или звеньев, выполняющих различные функции в системе производственно-хозяйственной деятельности предприятия.

В нефтегазодобывающей промышленности и бурении скважин встречается большое разнообразие построения организационной структуры предприятий и объединений, хотя постоянно ведется работа по их упрощению и унификации. Основные направления совершенствования организационной структуры нефтегазодобывающих предприятий и объединений предусматриваются системой мероприятий по внедрению генеральных схем управления нефтяной и газовой промышленности.

3. Особенности производственного процесса в нефтедобыче

Первой характерной особенностью нефтегазодобывающего производства является повышенная опасность его продукции, т. е. добываемого флюида — нефти, газа, высокоминерализованных и термальных вод и др. Эта продукция пожароопасна, для всех живых организмов опасна по химическому составу, гидрофобности, по возможности газа в высоконапорных струях диффундировать через кожу внутрь организма, по абразивности высоконапорных струй. Газ при смешении с воздухом в определённых пропорциях образует взрывоопасные смеси. Степень такой опасности наглядно проявилась при аварии, которая произошла невдалеке от г. Уфы. Имела место утечка газа из продуктопровода, образовалось скопление взрывоопасных компонентов. От искры (на этом участке двигались поезда) произошел мощный взрыв, приведший к многим человеческим жертвам.

Второй особенностью нефтегазодобывающего производства является то, что оно способно вызывать глубокие преобразования природных объектов земной коры на больших глубинах — до 10−12 тыс. м. В процессе нефтегазодобычи осуществляются широкомасштабные и весьма существенные воздействия на пласты (нефтяные, газовые, водоносные и др.). Так, интенсивный отбор нефти в больших масштабах из высокопористых песчаных пластов — коллекторов приводит к значительному снижению пластового давления, т. е. давления пластового флюида — нефти, газа, воды. Нагрузка от веса вышележащих пород первоначально поддерживалась как за счет напряжений в породном скелете пластов, так и за счёт давления пластового флюида на стенки пор. При снижении пластового давления происходит перераспределение нагрузки — снижается давление на стенки пор и, соответственно, повышаются напряжения в породном скелете пласта. Эти процессы достигают таких широких масштабов, что могут приводить к землетрясениям, как было, например, в Нефтеюганске. Здесь следует отметить, что нефтегазодобыча может воздействовать не только на отдельный глубокозалегающий пласт, но и на несколько различных по глубине пластов одновременно. Иными словами, нарушается равновесие литосферы, т. е. нарушается геологическая среда.

Третьей особенностью нефтегазодобывающего производства является то, что практически все его объекты, применяемые материалы, оборудование, техника являются источником повышенной опасности. Сюда же относится весь транспорт и спецтехника — автомобильная, тракторная, авиа и т. п. Опасны трубопроводы с жидкостями и газами под высоким давлением, все электролинии, токсичны многие химреагенты и материалы. Могут поступать из скважины и выделяться из раствора такие высокотоксичные газы, как, к примеру, сероводород; являются экологически опасными факелы, в которых сжигается неиспользуемый попутный нефтяной газ. Во избежание ущерба от этих опасных объектов, продуктов, материалов система сбора и транспорта нефти и газа должна быть герметизирована.

Четвёртой особенностью нефтегазодобывающего производства является то, что для его объектов необходимо изымать из сельскохозяйственного, лесохозяйственного или иного пользования соответствующие участки земли. Иными словами, нефтегазодобывающее производство требует отвода больших участков земли (нередко на высокопродуктивных угодьях). Объекты нефтегазодобычи (скважины, пункты сбора нефти и т. п.) занимают относительно небольшие площадки в сравнении, например, с угольными карьерами, занимающими очень большие территории (как сам карьер, так и отвалы вскрышных пород). Однако число объектов нефтегазодобычи очень велико. Так, фонд скважин в нефтедобыче близок к 150 тысячам. Ввиду очень большой разбросанности объектов нефтегазодобычи очень велика протяжённость коммуникаций — постоянных и временных автодорог, железных дорог, водных путей, ЛЭП, трубопроводов различного назначения (нефте-, газо-, водо-, глино-, продуктопроводов и т. д.). Поэтому общая площадь отводимых под нефтегазодобычу земель — пашен, лесов, сенокосов, пастбищ, ягельников и т. д. достаточно велика.

Пятой особенностью нефтегазодобывающего производства является огромное количество транспортных средств, особенно автотракторной техники. Вся эта техника — автомобильная, тракторная, речные и морские суда, авиатехника, двигатели внутреннего сгорания в приводах буровых установок и т. д. так или иначе загрязняют окружающую среду: атмосферу — выхлопными газами, воды и почвы — нефтепродуктами (дизельным топливом и маслами). По уровню отрицательного воздействия на окружающую природную среду нефтегазодобывающее производство занимает одно из первых мест среди отраслей народного хозяйства. Оно загрязняет практически все сферы окружающей среды — атмосферу, гидросферу, причём не только поверхностные, но и подземные воды, геологическую среду, т. е. всю мощность вскрываемых скважиной пластов с совокупности с насыщающими их флюидами.

4. Понятие о фонде скважин. Планирование производственной программы. Понятие об исходном дебите скважин

Фонд скважин — число и классификация по состоянию и назначению всех пробуренных скважин (на месторождении, газовом промысле или подземном хранилище газа). В этот фонд входят все разведочные, эксплуатационные, наблюдательные и специальные скважины. Они подразделяются на ликвидированные и функционирующие для реализации эксплуатационных, наблюдательных или других функций. Функционирующие скважины находятся на балансе газодобывающего предприятия.

Фонд скважин подразделяется на следующие категории:

1. Нагнетательные.

2. Эксплуатационные:

а) действующие:

Ё дающие продукцию;

Ё остановленные к моменту учета:

Ё в ожидании ремонта;

Ё на ремонт;

Ё из-за отсутствия оборудования;

б) бездействующие:

Ё с прошлых лет (остановленные до 1 декабря предыдущего года);

Ё в отчетном году (остановленные в текущем году и в декабре предыдущего года);

Ё в освоении и ожидающие освоения.

3. Контрольные.

4. Находящиеся в консервации:

Ё ликвидируемые и ожидающие ликвидации.

Ё ликвидированные:

а) после бурения:

Ё в результате неустранимых аварий и осложнений;

Ё геологически неудачные;

Ё разведочные, выполнившие и не выполнившие своего назначения;

б) по окончании эксплуатации.

Эксплуатационный фонд скважин — та часть основных фондов нефтегазодобывающих предприятий, который обеспечивает добычу нефти и газа. Эксплуатационный фонд скважин представляет собой основную рабочую часть фонда скважин, обеспечивающую задание по добыче нефти и газа, это все когда-либо сданные в эксплуатацию скважины.

где — скважины действующие, — скважины бездействующие

Поскольку эксплуатационный фонд скважин представляет собой основную часть фонда скважин, и только он обеспечивает задание по добыче нефти и газа, показатели объема работ на каждый данный момент определяются этой частью фонда и выражаются в виде числа нефтяных скважин на начало или на конец данного периода времени.

Планирование производственно-коммерческой деятельности предприятия начинается с определения объема и возможностей производства и реализации продукции, т. е. производственной программы.

Производственная программа — это задание по выпуску и реализации продукции в ассортименте, соответствующего качества в натуральном и стоимостном выражении исходя из спроса и реальных возможностей предприятия в удовлетворении его на определенный период. Обычно составляется на год с разбивкой по кварталам и месяцам.

Производственная программа служит базой для разработки следующих планов:

1) материально-технического снабжения;

2) численности персонала и оплаты труда;

3) инвестиций;

4) финансового плана.

Производственная программа предопределяет задания по вводу в действие новых производственных мощностей, потребность в материально-сырьевых ресурсах, численности рабочих и др. Она тесно связана с финансовым планом, планом по издержкам производства, прибыли и рентабельности.

Предприятия формируют свою производственную программу самостоятельно на основе выявленного в процессе изучения рынка потребительского спроса; портфеля заказов (договоров) на продукцию и услуги; государственных заказов и собственных потребностей.

Годовая производственная программа устанавливает ряд номенклатурно-количественных заданий, которые составляют ее разделы:

Ё номенклатуру и ассортимент продукции;

Ё задание по выпуску готовых изделий в натуральном и стоимостном выражении по укрупненным группам;

Ё объем поставок полуфабрикатов сторонним организациям;

Ё объем работ, услуг промышленного характера сторонним организациям;

Ё объем выпуска прочей продукции (подсобных цехов).

Производственная программа состоит из трех разделов:

1. План производства продукции в натуральном выражении — устанавливает объем выпуска продукции соответствующего качества по номенклатуре и ассортименту в физических единицах измерения (т, м, шт.). Он определяется, исходя из полного и лучшего удовлетворения спроса потребителя и достижения максимального использования производственных мощностей;

2. План производства продукции в стоимостном выражении в показателях валовой, товарной и чистой продукции;

3. План реализации продукции в натуральном и стоимостном выражении. Он составляется, исходя из заключенных договоров на поставку продукции, а также полуфабрикатов, узлов и деталей по договорам кооперации с другими предприятиями, а также собственной оценки емкости рынка. Расчет объема реализуемой продукции производится на основе величины товарной продукции с учетом изменения остатков продукции на складе и отгруженной, но не оплаченной заказчиками, на начало и конец планируемого года. Но объем реализации продукции также влияют изменение качества выпускаемой продукции и действующих на предприятии цен на продукцию и услуги.

Дебит — объём жидкости (воды, нефти или газа) стабильно поступающий из некоторого естественного или искусственного источника в единицу времени. Дебит является интегральной характеристикой источника (буровой скважины, трубы, колодца и т. п.), определяющей его способность генерировать продукт, при заданном режиме эксплуатации, зависящей от его связей с прилегающими нефте-, газо- или водоносными слоями, истощения этих слоёв, а также сезонных колебаний (для грунтовых вод). Дебит жидкости выражается в л/с или м?/с, м?/ч, м?/сут; газа — в м?/сут.

Дебит скважины — объём продукции, добываемой из скважины за единицу времени (секунду, сутки, час и др.). Может характеризовать добычу нефти, газа, газоконденсата, воды.

Ё Дебит нефтяных скважин измеряется в кубических метрах либо тоннах в единицу времени (м?/час, м?/сутки).

Ё Дебит газовых скважин измеряется в тысячах кубических метров в единицу времени (тыс. м?/час, тыс. м?/сутки).

Ё Дебит газоконденсатных скважин измеряется в тоннах в единицу времени (тонн/час, тонн / сутки).

5. Геология нефти и газа

Земная кора — верхняя часть литосферы. В масштабах всего земного шара её можно сравнить с тончайшей плёнкой — столь незначительна её мощность. Но даже эту самую верхнюю оболочку планеты мы знаем не очень хорошо. Как же можно узнать о строении земной коры, если даже самые глубокие скважины, пробуренные в коре, не выходят за первый десяток километров? На, помощь учёным приходит сейсмолокация. Расшифровывая скорость прохождения сейсмических волн через разные среды, можно получить данные о плотности земных слоёв, сделать вывод об их составе. Под континентами и океаническими впадинами строение земной коры различно.

Океаническая земная кора более тонкая (5−7 км), чем континентальная, и состоит из двух слоёв — нижнего базальтового и верхнего осадочного. Ниже базальтового слоя находится поверхность Мохо и верхняя мантия. Рельеф дна океанов очень сложен. Среди разнообразных форм рельефа особенно выделяются огромные срединно-океанические хребты. В этих местах происходит зарождение молодой базальтовой океанической коры из вещества мантии. Через глубинный разлом, проходящий вдоль вершин по центру хребта — рифт, магма выходит на поверхность, растекаясь в разные стороны в виде лавовых подводных потоков, постоянно раздвигая в разные стороны стенки рифтового ущелья. Этот процесс называется спредингом. Срединно-океанические хребты возвышаются над дном океанов на несколько километров, а их протяженность достигает 80 тыс. км. Хребты рассекаются параллельными поперечными разломами. Их называют трансформными.

Рифтовые зоны — самые неспокойные сейсмические зоны Земли. Базальтовый слой перекрывают толщи морских осадочных. Континентальная земная кора занимает меньшую площадь (около 40% поверхности Земли), но имеет более сложное строение и гораздо большую мощность. Под высокими горами её толщина измеряется 60−70 километрами. Строение коры континентального типа трёхчленное — базальтовый, гранитный и осадочный слои. Гранитный слой выходит на поверхность на участках, именуемых щитами. Например, Балтийский щит, часть которого занимает Кольский полуостров, сложен породами гранитного состава. Именно здесь велось глубокое бурение, и Кольская сверхглубокая скважина достигла отметки 12 км. Но попытки пробурить весь гранитный слой насквозь оказались неудачными. Шельф — подводная окраина материка — также имеет континентальную кору. То же относится и к крупным островам — Новой Зеландии, островам Калимантан, Сулавеси, Новая Гвинея, Гренландия, Сахалин, Мадагаскар и другим. Окраинные моря и внутренние моря, такие как Средиземное, Чёрное, Азовское, расположены на коре континентального типа.

Скорость струйной миграции газа и нефти зависит, главным образом, от фазовой проницаемости для газа и нефти, пористости нефтегазонасыщен-ной части пласта, а также от вязкости нефти и газа, угла наклона пласта и разности плотности воды, нефти и газа в пластовых условиях. Характер распределения песчаных и глинистых пластов в нефтегазосодержащей толще во многом определяет условия формирования залежей. В случае равномерного чередования глинистых покрышек с пластами-коллекторами при наличии благоприятных условий для вертикальной миграции формируются залежи по всему разрезу комплекса. В пределах нефтегазоносной территории, объединяющей нефтегазовые месторождения, однотипные по условиям формирования залежей. При изучении условий скопления углеводородов необходимо иметь в виду, что формирование залежей нефти и газа происходит в водной среде, причем нефть и газ являются лишь незначительными по объему компонентами пластовых флюидов.

Гидрогеологические факторы во многом определяют условия миграции и аккумуляции нефти и газа. Изучение динамики пластовых вод имеет существенное значение для установления направления миграции углеводородов и определения условий сохранности залежи. Над месторождениями нефти и газа в процессе разрушения последних при определенных условиях отмечается образование залежей серы. Пластовая залежь нефти и газа может накопиться при условии изгиба пластового резервуара в антиклинальную структуру. Размещение крупных скоплений нефти и газа в земной коре во многом зависит от тектонических, геохимических, гидрогеологических условий, от наличия в разрезе природных резервуаров и региональных нефте-газоупоров. Он, безусловно, является главным, определяющим условия нефтегазонакоггаения, но кроме этого фактора большое значение имеют и литологический, гидрогеологический и другие критерии нефтегазонакопления, и их надо учитывать при генетическом районировании нефтегазоносных территорий.

Основными физическими свойствами углеводородных газов являются плотность, молекулярная масса, вязкость, растворимость в нефти или воде. Товарные свойства нефтей определяются технологической классификацией. Она предусматривает показатели оценки нефтей: содержание серы в нефтепродуктах; содержание фракций, которые вскипают до 350 °C, содержание базовых масел и их качество; содержание парафина; индекс вязкости. На мировом рынке различаются несколько сортов нефти. Сортность нефти определяется по их химическому составу. Наиболее высоко ценятся ароматические нефти, но их в природе мало. Содержание серы ухудшает товарные качества нефти. В нефтях сорта «брент» содержание серы в среднем составляет 0,5%, в сортах «дубай», «уралс» 1−1,5%. Основная часть мировой нефти относится к сорту «дубай», покупается по более низким ценам, чем сорт «брент». Российская нефть на мировом рынке в основном относится к сорту «уралс» — (уральская), по химическому составу близка к сорту «дубай». Цены на нефть определяются странами ОПЕК, куда входят страны-экспортеры нефти: Венесуэла, Эквадор, Ливия, Габон, Нигерия, Индонезия, Алжир, Арабские Эмираты, Саудовская Аравия, Катар, Кувейт, Иран, Ирак. Основными покупателем нефти являются США — 300 млн. т в году, Япония, Китай, Западная Европа. В 1987 году цена нефти составляла 18 долларов за баррель, в 1990 — 14 долларов. В 1988 году цены на нефть были рекордно низкие: от 9,5 до 12 долларов, в 2000 году — рекордно высокие — 29 долларов за баррель. Мировые цены на сырую нефть в 2002 году составляли (баррель / доллар) по сортам «брент» — 25,02, «дубай» — 23,85, «уралс» — 23,73, «опек» — 24,34. Цены на конденсат вдвое дороже нефти.

В ходе поисково-разведочных работ применяются геологические, геофизические, гидрогеохимические методы, а также бурение скважин и их исследование.

Геологические методы

Проведение геологической съемки предшествует всем остальным видам поисковых работ. Для этого геологи выезжают в исследуемый район и осуществляют так называемые полевые работы. В ходе них они изучают пласты горных пород, выходящие на дневную поверхность, их состав и углы наклона. Для анализа коренных пород, укрытых современными наносами, роются шурфы глубиной до 3 см. А с тем, чтобы получить представление о более глубоко залегающих породах бурят картировочные скважины глубиной до 600 м. По возвращении домой выполняются камеральные работы, т. е. обработка материалов, собранных в ходе предыдущего этапа. Итогом камеральных работ являются геологическая карта и геологические разрезы местности. Геологическая карта — это проекция выходов горных пород на дневную поверхность. Антиклиналь на геологической карте имеет вид овального пятна, в центре которого располагаются более древние породы, а на периферии — более молодые. Однако как бы тщательно ни производилась геологическая съемка, она дает возможность судить о строении лишь верхней части горных пород. Чтобы «прощупать» глубокие недра используются геофизические методы.

Геофизические методы

К геофизическим методам относятся сейсморазведка, электроразведка и магниторазведка. Сейсмическая разведка основана на использовании закономерностей распространения в земной коре искусственно создаваемых упругих волн. Волны создаются одним из следующих способов:

Ё взрывом специальных зарядов в скважинах глубиной до 30 м;

Ё вибраторами;

Ё преобразователями взрывной энергии в механическую.

Скорость распространения сейсмических волн в породах различной плотности неодинакова: чем плотнее порода, тем быстрее проникают сквозь нее волны. На границе раздела двух сред с различной плотностью упругие колебания частично отражаются, возвращаясь к поверхности земли, а частично преломившись, продолжают свое движение вглубь недр до новой поверхности раздела. Отраженные сейсмические волны улавливаются сейсмоприемниками. Расшифровывая затем полученные графики колебаний земной поверхности, специалисты определяют глубину залегания пород, отразивших волны, и угол их наклона.

Электрическая разведка основана на различной электропроводности горных пород. Так, граниты, известняки, песчаники, насыщенные соленой минерализованной водой, хорошо проводят электрический ток, а глины, песчаники, насыщенные нефтью, обладают очень низкой электропроводностью.

Гравиразведка основана на зависимости силы тяжести на поверхности Земли от плотности горных пород. Породы, насыщенные нефтью или газом, имеют меньшую плотность, чем те же породы, содержащие воду. Задачей гравиразведки является определение месть с аномально низкой силой тяжести.

Магниторазведка основана на различной магнитной проницаемости горных пород. Наша планета — это огромный магнит, вокруг которого расположено магнитное поле. В зависимости от состава горных пород, наличия нефти и газа это магнитное поле искажается в различной степени. Часто магнитомеры устанавливают на самолеты, которые на определенной высоте совершают облеты исследуемой территории. Аэромагнитная съемка позволяет выявить антиклинали на глубине до 7 км, даже если их высота составляет не более 200…300 м.

Геологическими и геофизическими методами, главным образом, выявляют строение толщи осадных пород и возможные ловушки для нефти и газа. Однако наличие ловушки еще не означает присутствия нефтяной или газовой залежи. Выявить из общего числа обнаруженных структур те, которые наиболее перспективны на нефть и газ, без бурения скважин помогают гидрогеохимические методы исследования недр.

Гидрогеохимические методы

К гидрохимическим относят газовую, люминесцетно-биту-монологическую, радиоактивную съемки и гидрохимический метод. Газовая съемка заключается в определении присутствия углеводородных газов в пробах горных пород и грунтовый вод, отобранных с глубины от 2 до 50 м. Вокруг любой нефтяной и газовой залежи образуется ореол рассеяния углеводородных газов за счет их фильтрации и диффузии по порам и трещинам пород. С помощью газоанализаторов, имеющих чувствительность 10−5…10−6%, фиксируется повышенное содержание углеводородных газов в пробах, отобранных непосредственно над залежью. Недостаток метода заключается в том, что аномалия может быть смещена относительно залежи (за счет наклонного залегания покрывающих пластов, например) или же быть связана с непромышленными залежами. Применение люминесцестно-битуминологической съемки основано на том, что над залежами нефти увеличено содержание битумов в породе, с одной стороны, и на явление свечения битумов в ультрафиолетовом свете, с другой. По характеру свечения отобранной пробы породы делают вывод о наличии нефти в предполагаемой залежи. Известно, что в любом месте нашей планеты имеется так называемый радиационный фон, обусловленный наличием в ее недрах радиоактивных трансурановых элементов, а также воздействием космического излучения. Специалистам удалось установить, что над нефтяными и газовыми залежами радиационный фон понижен. Радиоактивная съемкавыполняется с целью обнаружения указанных аномалий радиационного фона. Недостатком метода является то, что радиоактивные аномалии в приповерхностных слоях могут быть обусловлены рядом других естественных причин. Поэтому данный метод пока применяется ограниченно.

Гидрохимический метод основан на изучении химического состава подземных вод и содержания в них растворенных газов, а также органических веществ, в частности, аренов. По мере приближения к залежи концентрация этих компонентов в водах возрастает, что позволяет сделать вывод о наличии в ловушках нефти или газа.

Нефть и газ крайне неравномерно распределены в недрах. В связи с этим прогнозирование нефтегазоносности и проведение геологоразведочных работ направлены на выявление территорий и частей разреза, характеризующихся максимальной концентрацией месторождений и залежей нефти и газа. Выделение в пределах исследуемой территории отдельных частей по степени сходства геотектонического строения и состава слагающих их формаций, т. е. факторов, в совокупности контролирующих нефтегазоносность недр, называется нефтегазогеологическим районированием.

При нефтегазогеологическом районировании следует учитывать четыре основные группы факторов — критериев, контролирующих процессы генерации, миграции и аккумуляции УВ:

Ё современное геотектоническое строение изучаемых территорий и особенности формирования их геоструктурных элементов;

Ё литолого-стратиграфическую характеристику разреза, основанную на палеогеографических, формационных и фациальных условиях формирования осадков в различных частях этих территорий;

Ё гидрогеологические условия;

Ё геохимические условия территорий, в том числе фазовое состояние и физико-химическйе свойства и состав УВ, нефтегазоматеринский потенциал пород и концентрацию, и состав содержащихся в них битумоидов и органического вещества (0В).

Залежи и месторождения, связанные с геоструктурными элемен-тами соответствующего ранга, относятся к элементам нефтегазогеоло-гического районирования наиболее низкого уровня. Ассоциация смежных и сходных по геологическому строению месторождений нефти и газа, залежи которых приурочены к ловушкам, составляющим единую группу, осложняющую структуру более высокого порядка (уровня), называется зоной нефтегазонакопления.

Нефтегазоносный район представляет собой ассоциацию зон нефтегазонакопления, характеризующихся общностью геологического строения и развития, литолого-фациальных условий и условий регионального нефтегазонакопления.

Нефтегазоносная область — это ассоциация смежных нефтегазо-носных районов в пределах крупного геоструктурного элемента более высокого уровня по сравнению с уровнем элемента, соответствующего нефтегазоносному району. Все нефтегазоносные районы в пределах области должны характеризоваться общностью геологического строения и историей развития, включая палеографические условия нефтегазо-образования и нефтегазонакопления. Нефтегазоносная провинция представляет собой ассоциацию смежных нефтегазоносных областей в пределах одного крупнейшего геоструктурного элемента или их группы.

Зоны, районы, области и провинции, нефтегазоносность которых еще не доказана, но предполагается, принято называть нефтегазо-перспективными.

Наряду с районированием по площади нефтегазогеологическое районирование предусматривает расчленение по разрезу осадочного чехла оцениваемой территории.

6. Организация и производство буровых работ

При бурении нефтяных и газовых скважин в России применяют исключительно вращательный способ бурения. При использовании вращательного способа бурения, скважина высверливается вращающимся долотом, при этом разбуренные частицы породы в процессе бурения выносятся на поверхность непрерывно циркулирующей струей бурового раствора или нагнетаемым в скважину воздухом или газом. В зависимости от местонахождения двигателя вращательное бурение разделяют на роторное бурение и бурение турбобуром. При роторном бурении — вращатель (ротор) находится на поверхности, приводя во вращение долото на забое при помощи колонны бурильных труб, частота вращения 20−200 об/мин. При бурении с забойным двигателем (турбобур, винтовой бур или электробур) — крутящий момент передается от забойного двигателя, устанавливаемого над долотом.

Процесс бурения состоит из следующих основных операций: спуск бурильных труб с долотом в скважину до забоя и подъем бурильных труб с отработанным долотом из скважины и работы долота на забое, т. е. разрушение породы бурения. Эти операции периодически прерываются для спуска обсадных труб в скважину, чтобы предохранить стенки от обвалов и разобщить нефтяные (газовые) и водяные горизонты. Одновременно в процессе бурения скважин выполняется ряд вспомогательных работ: отбор керна, приготовление промывочной жидкости (бурового раствора), каротаж, замер кривизны, освоение скважины с целью вызова притока нефти (газа) в скважину и т. п.

Буровая установка представляет собой комплекс машин и механизмов, предназначенных для бурения и крепления скважин. Буровой процесс сопровождается спуском и подъемом бурильной колонны, а также поддержанием ее на весу. Для уменьшения нагрузки на канат и снижения мощности двигателей применяют подъемное оборудование, состоящее из вышки, буровой лебедки и талевой системы. Талевая система состоит из неподвижной части кронблока, устанавливаемого наверху фонаря вышки и подвижной части талевого блока, талевого каната, крюка и штропов. Талевая система предназначена для преобразования вращательного движения барабана лебедки в поступательное перемещение крюка. Буровая вышка предназначена для подъема и спуска бурильной колонны и обсадных труб в скважину, а также для удержания на весу бурильной колонны во время бурения и равномерной ее подачи и размещения в ней талевой системы, бурильных труб и части оборудования. Спускоподъемные операции осуществляется с помощью бурильной лебедки. Буровая лебедка состоит из основания, на которой закреплены валы лебедки и соединены между собой зубчатыми передачами, все валы соединены с редуктором, а редуктор в свою очередь соединен с двигателем.

В наземное буровое оборудование входит приемный мост, предназначенный для укладки бурильных труб и перемещения по нему оборудования, инструмента, материалов и запасных частей. Система устройств для очистки промывочного раствора от выбуренной породы. И ряд вспомогательных сооружений.

Бурильная колонная соединяет буровое долото (породоразрушающий инструмент) с наземным оборудованием, т. е. буровой установкой. Верхняя труба в колонне бурильных труб квадратного сечения, она может быть шестигранной или желобчатой. Ведущая труба проходит через отверстие стола ротора. Ротор помещают в центре буровой вышки. Ведущая труба верхним концом соединяется с вертлюгом, предназначенного для обеспечения вращения бурильной колонны, подвешенной на крюке и подачи через нее промывочной жидкости. Нижняя часть вертлюга соединяется с ведущей трубой, и может вращаться вместе с колонной бурильных труб. Верхняя часть вертлюга всегда неподвижна.

Цикл строительства скважин состоит из следующих элементов:

1. Подготовительные работы к строительству. Получают документы на отвод лесного участка для вырубки леса, согласовываются с лесхозом; отбивка участка по координатам на месте; вырубка леса; планировка площадки; строительство жилого посёлка; подготовка основания для буровой; подготовка и планировка площадки; строительство фундаментов под ёмкости на складе ГСМ; устройства обволовки склада ГСМ; завоз оборудования и перевозка.

2. Вышкомонтажные работы. Монтаж оборудования; монтаж линий; монтаж подвышечных оснований, оснований и блоков; монтаж и подъём вышки; пусконаладочные работы.

3. Подготовительные работы к бурению. По окончанию монтажа буровой установки и строительства привышечных сооружений, буровая принимается специальной комиссией. Буровой мастер вместе с комиссией проверяет качество работ, опробует оборудование; проверяется состояние охраны труда. Электрическое освещение должно быть во взрывобезопасных светильниках; по буровой должно быть аварийное освещение 12 вольт; все недостатки и замечания комиссии должны быть устранены до забуривания. До начала работ буровая установка укомплектовывается буровым инструментом, долотами, обсадными трубами под кондуктор и буровыми трубами, приспособлениями малой механизации, контрольно-измерительными приборами, шурфом под квадрат, запасом воды, химических реагентов и т. д. Забуривание производится с установки мачтового направления, установленного строго по центру с осью вышки. Вышка центрируется, затем бурят под направление — опускают трубу и цементируют, верх направления соединяя с жёлобом. После направления ещё раз проверяется центрация вышки и ротора. Центр скважины бурят под шурф для квадрата и обсаживают трубой. Бурение шурфа производится турбобуром, придерживая его от реактивного вращения пеньковым канатом в три-четыре обвивки. Один конец привязывается к ноге вышки, второй держится в руках через блочок или ногу вышки. По окончанию подготовительных работ не позднее за 2 дня до пуска буровой, проводится пусковая конференция с участием администрации экспедиции (главного инженера, главного технолога, председателя профкома, главного геолога и начальника ПТО), где подробно знакомятся с конструкцией скважины, геологическим разрезом, свойствами пород, ожидаемыми осложнениями, режимом бурения.

4. Бурение скважины (проходка и крепление). В процессе бурения скважины выбуривается порода, в результате чего образуется ствол скважины, который необходимо крепить при помощи обсадных труб и цементажа.

5. Испытание скважин на приток нефти и газа. Производится перфорация стенок колонны для доступа к продуктивному горизонту с целью получения притока нефти и газа.

6. Демонтаж бурового оборудования и привышечных сооружений.

7. Рекультивация отведённой площади. Производится на скважине установка пломбы с табличкой о сроках бурения скважины и название предприятия, производящего работу. Зарываются все амбары, сжигается мусор, собирается металлолом для утилизации. Буровая площадка приводится в соответствие с нормами экологических служб.

7. Разработка нефтяных и газовых месторождений

Под разработкой нефтяной или газовой залежи понимается управление процессом движением жидкостей и газа в пласте к эксплуатационным скважинам при помощи определенной схемы размещения расчетного числа скважин на площади, порядка и темпа ввода их в эксплуатацию, поддержания режима работы скважин и регулирования баланса пластовой энергии.

Совокупность указанных данных с учетом охраны недр и окружающей среды, определяет систему разработки залежи или месторождения.

На основе полученных сведений в процессе бурения поисковых и разведочных скважин составляется проект разработки, в котором определяются методы и системы разработки, способы извлечения продукции и уровень добычи с точки зрения имеющихся технологий и экономики, срок разработки, объем капиталовложений.

Норма отбора нефти и газа из добывающих скважин предусматривает, чтобы дебит соответствовал допускаемым условиям разработки и продуктивной характеристики пластов. Рациональная система разработки — это такая система, при которой месторождение эксплуатируется минимальным числом скважин, обеспечивающим заданные темпы добычи, высокую конечную нефтеотдачу (газоотдачу), при возможно низкой себестоимости нефти.

С развитием техники и технологии в нефтяной отрасли системы разработки месторождений непрерывно совершенствуются. Составной частью разработки месторождений является выделение объектов разработки (эксплуатационных объектов). Объект разработки — это искусственно выделенное в пределах месторождения геологическое образование (пласт, совокупность пластов, массив) содержащее промышленные запасы углеводородов, которые извлекают из недр определенной группой скважин. Объекты выделяют с учетом геолого-физических свойств пород-коллекторов, физико-химических свойств нефти, воды и газа, фазового состояния углеводородов, близкими значениями приведенных пластовых давлений. Объекты разработки разделяют как самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты предполагается разрабатывать скважинами, которыми эксплуатировали первоочередной объект до его истощения. Технология и техника извлечения нефти из недр на дневную поверхность определяется режимом работы залежи. Системы разработки классифицируют по геометрии расположения скважин на площади и по методу воздействия на продуктивный пласт. По геометрии расположения скважин выделяют системы с равномерной и неравномерной расстановкой скважин. Для систем с равномерной расстановкой характерно расположение скважин по правильным геометрическим сеткам: квадратной или треугольной. Обычно используется в залежах с неподвижным контуром нефтеносности (залежи, изолированные от напора вод, массивные водоплавающие залежи с напором подошвенных вод).

Для систем с неравномерным расположением (с перемещающимся контуром нефтеносности) характерно расположение скважин рядами, параллельными перемещающимся контурам или рядам нагнетательных скважин. Расстояние между скважинами в рядах и между рядами для каждой конкретной залежи определяют с помощью гидродинамических расчетов на основании данных о геологическом строении залежи, свойствах пластовых флюидов, режимах работы пласта. По темпу ввода скважин в эксплуатацию различают сплошную и замедленную системы в зависимости от сроков строительства скважин. По порядку разбуривания залежи различают системы сгущающуюся и ползучую. При сгущающейся системе залежь разбуривается вначале разреженной сеткой скважин расположенных равномерно на площади с последующим бурением в промежутках между первыми скважинами. При ползучей системе бурение на залежи начинается в какой либо ее части с заданной степенью уплотнения с распространением в определенном направлении до полного разбуривания всей площади.

8. Понятие об основных и оборотных фондах предприятия (НГДУ и УК «Татбурнефть»)

Средства труда (машины, оборудование, здания, транспортные средства) совместно с предметами труда (сырьем, материалами, полуфабрикатами, топливом) образуют средства производства. Выраженные в стоимостной форме средства производства являются производственными фондами предприятий. Различают основные и оборотные фонды.

Основные производственные фонды представляют собой средства труда, участвующие в процессе производства длительное время и сохраняющие при этом свою натуральную форму. Стоимость их переносится на готовую продукцию частями, по мере утраты потребительской стоимости.

Оборотные фонды — это те средства производства, которые целиком потребляются в каждом новом производственном цикле, полностью переносят свою стоимость на готовый продукт и в процессе производства не сохраняют своей натуральной формы.

Наряду с производственными существуют непроизводственные основные фонды — имущество социального назначения. Это жилые дома, детские и спортивные учреждения, столовые, базы отдыха и другие объекты культурно-бытового обслуживания трудящихся, находящиеся на балансе предприятий и не оказывающие прямого воздействия на производственный процесс.

Оборотные фонды — это обязательный элемент процесса производства, основная часть себестоимости продукции. Чем меньше расход сырья, материалов, топлива и энергии на единицу продукции, тем экономнее расходуется труд, затрачиваемый на их добычу и производство, тем дешевле продукт. Наличие у предприятия достаточных оборотных средств является необходимой предпосылкой для его нормального функционирования в условиях рыночной экономики.

Вещественные элементы оборотных фондов в процессе труда претерпевают изменения своей натуральной формы и физико-химических свойств. Они теряют свою потребительную стоимость по мере их производственного потребления. Новая потребительная стоимость возникает в виде выработанной из них продукции, к ним относятся также те средства труда, срок службы которых меньше одного года.

Оборотные производственные фонды состоят из трех частей:

Ё производственных запасов;

Ё незавершенного производства и полуфабрикатов собственного изготовления;

Ё расходов будущих периодов.

Производственные запасы — это предметы труда, подготовленные для запуска в производственный процесс; состоят они из сырья, основных и вспомогательных материалов, топлива, горючего, покупных полуфабрикатов и комплектующих изделий, тары и тарных материалов, запасных частей для ремонта основных фондов.

Незавершенное производство, и полуфабрикаты собственного изготовления — это предметы труда, вступившие в производственный процесс: материалы, детали, узлы и изделия, находящиеся в процессе обработки или сборки, а также полуфабрикаты собственного изготовления, не законченные полностью производством в одних цехах предприятия и подлежащие дальнейшей обработке в других цехах того же предприятия.

Расходы будущих периодов — это невещественные элементы оборотных фондов, включающие затраты на подготовку и освоение новой продукции, которые производятся в данном периоде (квартал, год), но относятся на продукцию будущего периода (например, затраты на конструирование и разработку технологии новых видов изделий, на перестановку оборудования и др.).

Соотношение между отдельными группами, элементами оборотных фондов и общими их объемами, выраженное в долях или процентах, называется структурой оборотных фондов. Она формируется под влиянием ряда факторов: характера и формы организации производства, типа производства, длительности технологического цикла, условий поставок топливно-сырьевых ресурсов и др.

Оборотные производственные фонды в своем движении также связаны с фондами обращения, обслуживающими сферу обращения. Фонды обращения включают готовую продукцию на складах, товары в пути, денежные средства и средства в расчетах с потребителями продукции, в частности дебиторскую задолженность.

Общим в структуре оборотных средств различных предприятий и организаций является преобладание средств, размешенных в сфере производства. На их долю приходится более 70% всех оборотных средств.

Рациональное использование оборотных фондов

Эффективная работа предприятия — это достижение максимальных результатов при минимальных затратах. Минимизация затрат достигается в первую очередь оптимизацией структуры источников формирования оборотных средств, т. е. разумным сочетанием собственных, кредитных и заемных ресурсов.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой