Отчет по практике в геологическом отделе НГДУ «Сарапул» ОАО «Удмуртнефть»

Основными видами деятельности акционерного общества являются: разработка, добыча, транспортировка, хранение, переработка и реализации нефти, газа и нефтепродуктов, а также связанных с этим лицензируемые виды деятельности в соответствии с Постановлением Правительства РФ «О лицензировании отдельных видов деятельности» № 1418 от 24.12.94.

 К отдельным  видам хозяйственной деятельности  Общества, предусмотренных уставом  предприятия, относятся:

1. Строительно-монтажные работы (подрядным и хозяйственным способом);
2. Производство железобетонных и бетонных изделий;
3. Производство кирпича строительного;
4. Изыскательские работы;
5. Разработка проектно-сметной документации;
6. Экспертиза смет и проектов;
7. Грузовые и пассажирские перевозки автомобильным,  речным и иными видами транспорта;
8. Внеэкономическая;
9. Инвестиционная.

Общество вправе осуществлять виды деятельности, не запрещенные действующим законодательством.

Одним из филиалов ОАО «Удмуртнефть» является НГДУ «Сарапул». В своей деятельности управление руководствуется законами РФ, указами правительства РФ, уставом  ОАО “Удмуртнефть”, решениями и приказами полномочных органов управления ОАО “Удмуртнефть”. ОАО «Удмуртнефть» подчиняется головной компании  «Роснефть».

Место нахождения НГДУ «Сарапул» : 427900, Удмуртская Республика, г. Сарапул, ул. Азина, 35. 

 

1.4 Организационная структура НГДУ «Сарапул»

 

 

1.5 Текущее состояние  разработки месторождения.

Ельниковское  месторождение введено в разработку в 1977 году в соответствии с «Проектом опытно-промышленной эксплуатации Ельниковского месторождения. С 1991 года разработка ведется на основании технологической схемы, составленной УКО ТатНИПИнефть. Месторождение многопластовое, промышленная нефтеносность выявлена в турнейских,  визейских (пласты С-II, С-III, C-IV, С-V и С-VI) отложениях нижнего карбона, а также в каширо-подольских отложениях (пласты К1-4, KS-V и Р1-Р4) среднего карбона. Нефти всех пластов характеризуются повышенной вязкостью. Эти объективные факторы влияют на развитие процессов разработки и отрицательно влияют на степень выработки запасов нефти.

В промышленной эксплуатации находится визейский (по существовавшей ранее номенклатуре – яснополянский) объект, и каширо-подольский объект. Турнейский объект разрабатывается единичными скважинами.

Согласно  утвержденного варианта технологической  схемы на месторождении выделены 3 эксплуатационных объекта - турнейский, визейский, каширо-подольский, разработка которых предусмотрена при следующих основных положениях.

Турнейский объект

- продолжение  пробной эксплуатации на естественном  режиме с использованием возвратного фонда визейского объекта.

Визейский объект

- размещение  скважин по обращенной семиточечной  схеме с расстоянием между скважинами 200×400 м;

- проектный  уровень добычи нефти – 954,6 тыс.т в год;

- фонд скважин  за весь срок разработки –  645, в т.ч. 404 добывающих, 208 нагнетательных, 5 поглощающих, 2 дублера, 26 скважин специального фонда;     

- фонд скважин  для бурения – 45, в т.ч. 28  добывающих, 11 нагнетательных, 4 поглощающих, 2 дублера; фонд резервных скважин –74;

- забойное  давление в добывающих скважинах  5-8 МПа;

- давление  на устье нагнетательных скважин  до 15,0 МПа.

Каширо-подольский объект

- разбуривание  по треугольной сетке с расстоянием  между скважинами 300 м, c организацией избирательной системой заводнения .

На 01.01.2005 г. на Ельниковском месторождении отобрано нефти - 21035 тыс. т, жидкости – 67319 тыс. т, в том числе: по каширо-подольскому объекту – 106,7 тыс. т нефти и 276 тыс. т жидкости; по визейскому объекту – 20884 тыс. т нефти и 66914 тыс. т жидкости;  по турнейскому объекту – 44,3 тыс. т нефти, 128,5 тыс. т жидкости.

2. Геологическая часть

2.1.  Общие сведения  о месторождениях.

 

Ельниковское  нефтяное месторождение нефти наряду с другими месторождениями (Ончугинское, Котовское, Кырыкмасское, Заборское, Ломовское, Прикамское) разрабатывается силами НГДУ «Сарапул» ОАО «Удмуртнефть». Месторождение  расположено  на  территории  Каракулинского  и  Сарапульского  районов  Удмуртской  республики,  в 100 километрах  от  города  Ижевска,  в  35  километрах  от  города  Сарапула. Вдоль восточной границы месторождения проходит железнодорожная линия Москва - Казань - Екатеринбург.

Сеть  автомобильных  дорог  в  пределах  месторождения  представлена асфальтовым  шоссе  Ижевск – Сарапул – Камбарка, проходящим  по  территории  месторождения.  Асфальтированное  шоссе  связывает  Ельниковское,  Вятское, Ончугинское, Котовское, Кырыкмасское, Ломовское  месторождения.

По территории месторождения протекает река Кама, отделяющая  Прикамский участок от Ельниковского месторождения. С другими действующими  нефтепромыслами месторождение связано нефтепроводами. Также на территории месторождения расположены производственные базы сервисных организаций.

Электроснабжение  обеспечивается  ЛЭП-110  Воткинская  ГЭС – Сарапул  и  ЛЭП-35  Сарапул – Мостовое – Каракулино.

К наиболее  крупным населенным  пунктам относятся с.Мазунино, д.Соколовка, с.Тарасово.  В 35  километрах  от  центра нефтяной  площади расположен  город  Сарапул. Он является  крупной  железнодорожной  станцией, важным  речным  портом и культурным историческим центром Удмуртии. 

В орогидрографическом  отношении Ельниковское месторождение  расположено на Сарапульской возвышенности, служащей водоразделом между Камой и ее правым притоком реки Иж. С того же водораздела берет начало река Кырыкмасс (левый приток реки Иж), пересекающая месторождение с востока на запад. Местность представлена холмистой, глубоко изрезанной сетью ручьев и оврагов. Отметки рельефа в пределах рассматриваемой территории колеблются относительно уровня моря от 70 до 250 метров.

    Климат района умеренно-континентальный с продолжительной (до 5 месяцев) зимой. Среднегодовая температура +2 ^оС, морозы в январе-феврале иногда достигают  -40-45 ^оС. Средняя глубина промерзания грунта – 1,2-1,5м, толщина снежного покрова в марте достигает 60-80 см. Среднее годовое количество осадков около 500мм.

  Территория  района  в основном занята пашнями  и небольшими    лесными массивами. В экономике района месторождения большое значение имеет сельскохозяйственное производство. Под посевом занято примерно 70% его территории.

Из полезных ископаемых, кроме нефти, следует отметить аллювиально-деллювиальные  суглинки, конгломераты и галечники  татарского возраста, небольшие месторождения гравия, используемого для дорожного строительства, и пресные воды с хорошими питьевыми качествами. Последние используются для бытовых нужд как работниками предприятия, так и местными жителями.

2.2 Схема размещения  месторождений

 

3. Физико-химические свойства  нефти, газа и пластовой воды.

Продукцией  нефтяных скважин на начальной стадии освоения месторождения является нефть и попутный нефтяной газ (нефтяной газ). По мере увеличения периода эксплуатации месторождения нефть обводняется и в результате, продукцией нефтяных скважин становятся водонефтяная эмульсия (ВНЭ) и нефтяной газ.

Совместно с  жидкой фазой продукции скважин  на поверхность выносятся и механические примеси, состоящие из глины, песка, материалов породы коллекторов и природного резервуара, продуктов коррозии нефтяных скважин, например, сульфидов железа, и т.д. Их количество в общей массе добываемой нефти незначительно - в среднем не более 0,1 % масс. Однако, так как их диаметр редко превышает 10 мкм, их поверхность контакта с добываемой нефтью со всей очевидностью оказывается чрезвычайно большой. Это обстоятельство на промыслах часто отрицательно влияет на ход технологии подготовки нефти на промыслах, и особенно значимо, в результате накопления в отстойной аппаратуре межфазного слоя, при   ведении процесса предварительного обезвоживания нефти.

В добываемой продукции содержатся и такие вещества, как минерализованная вода, где основным компонентом являются хлористые соли, хлорорганические соединения, метил и этилмеркаптаны, сероводород и др., при контакте с которыми нефтепромысловое оборудование подвергается коррозионному износу с отрицательными последующими экономическими и экологическими последствиями. Поэтому при ведении процессов сбора и подготовки нефти на промыслах предусматриваются технологии по снижению или предотвращению коррозионного разрушения мероприятия нефтепромыслового оборудования.

На нефтепромыслах продукция скважин разделяется  на составляющие фазы: нефть, воду, нефтяной газ и, при необходимости, механические примеси.    При этом каждая из фаз должна отвечать отраслевым требованиям к ее качеству. Товарная нефть, поставляемая потребителю должна соответствовать требованиям ГОСТа  Р 51858-2002, вода, утилизируемая в пласт - ОСТ-39-225-88 и, если в нефтяном газе содержание азота не превышает 60 % об., то он должен использоваться в технологических процессах или подвергаться сбору и переработке. Кроме того, с целью сокращения технологических потерь нефти и вода, и нефтяной газ должны подвергаться очистке от нефтепродуктов. Технико-экономический обоснованная технология отделения механических примесей, ввиду их микронных размеров, от нефти с последующим промышленным использованием первых в настоящее время практически не решена и требует создания новой или совершенствования известных.

Системы сбора  и подготовки нефти на промыслах  включают технологии разделения продукции скважин на нефть, пластовую воду, нефтяной газ и механические примеси с последующей реализацией нефти потребителю и утилизацией последних. При этом обе системы должны эксплуатироваться в комплексе с технологиями деэмульсации нефти (обработки нефти поверхностно-активными веществами реагентами - деэмульгаторами), борьбы с коррозионными явлениями и сохранения экологического равновесия в природе.

Для решения  данной задачи необходимо знать минимум  следующие физико-химические свойства нефти, пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей:

• нефти - плотность, вязкость, содержания  воды, солей, механических примесей, серы, асфальтенов, смол и парафинов, фракционный и компонентный составы,   давление насыщенных паров, содержание  хлорорганических  соединений и метил-этилмеркаптанов, а также  выход фракций при заданных температурах разгонки;
• пластовой  воды -  плотность, вязкость, содержания солей, нефтепродуктов и механических примесей (КВЧ).
• нефтяного газа  -  компонентный состав, теплотворную способность и содержание капельной жидкости;
• механических примесей - компонентный и фракционный состав.

4. Технологическая   часть

4.1 Состояние системы  сбора и подготовки нефти к транспорту.

 На Ельниковском  месторождении реализовано кустовое  размещение скважин. Система сбора продукции скважин  в соответствии с проектным документом выполнена по однотрубной герметизированной схеме. Скважины оборудованы устьевой арматурой, предназначенной для эксплуатации при рабочем давлении до 14 МПа. Давления на устьях скважин составляют 0,1 - 2,7 МПа. Скважинная продукция по выкидным линиям диаметрами от 76 до 159 мм, толщиной стенок 4,5 - 8 мм и общей протяженностью 68,4 км (из них 6,3 км футерованных) поступает на 62 ГЗУ типа «Спутник АМ-40» и 10 БИУС со счетчиками типа СКЖ или ТОР для замера дебитов скважин.

Сбор продукции  скважин Ельниковского месторождения  с ГЗУ и БИУС производится по четырем  отдельным системам нефтесбора. Они состоят из участков трубопроводов с наружными диаметрами от 89 до 219 мм, толщиной стенок 4,5 - 9 мм,  общей протяженностью более 84 км (из них футерованных - 20,6 км) и оборудованы запорной арматурой, предназначенной для эксплуатации при рабочем давлении до 4 МПа.

По системе  нефтесбора Апалихинского поднятия продукция скважин поступает на ДНС-2 Ельниковского месторождения. Первая ступень сепарации попутного газа из нефти при давлении 0,2-0,3 МПа осуществляется в нефтегазовом сепараторе объемом 8 м3. Его максимальная производительность для нефти Ельниковского месторождения средней обводненностью  80 %, рассчитанная по, составляет до 300 м³/сут жидкости. В качестве буферной емкости используется горизонтальный отстойник ОГ-200. В нем происходит нерегулируемый (вследствие периодичности раскачки емкости) процесс II ступени сепарации газа из нефти при давлении 0,2-0,3 МПа. Максимальная производительность ОГ-200 по жидкости при использовании его в качестве нефтегазового сепаратора для нефти Ельниковского месторождения средней обводненностью  80 %, может составлять до 7200 м³/сут.  С ДНС-2 отсепарированная от газа Нефть насосами ЦНС 60-264 и ЦНС 105-220 под давлением 1,2-1,9 МПа откачивается по напорному нефтепроводу диаметром 219×8 мм на ДНС-1.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Технологическая схема нефтесбора Ельниковского м/н.