Отчет по практике оператора по добыче нефти и газа

Максимальный  уровень добычи жидкости - 2314.3 тыс.т (2018 г.)

Максимальный  уровень закачки воды - 2864 тыс.т (2014 г.)

            Накопленная добыча нефти                                                  - 1297 тыс.т 

 
 
 
 

7.ЗАПАСЫ  НЕФТИ И РАСТВОРЕННОГО  ГАЗА.

     Запасы  углеводородов Западно-Чигоринского месторождения подсчитаны ТО СургутНИПИнефть в 2006 году и утверждены ГКЗ «Роснедра» (протокол №1280 от 03.11.2006) по пластам ACi₂ и ЮС₀, в количестве:

- начальные геологические запасы нефти:     42023 тыс.т (категории ВС1),

9290 тыс.т. (категория С2);

- начальные извлекаемые запасы нефти:        13249 тыс.т (категории ВС1),

2156 тыс.т. (категория С2).

Коэффициенты  извлечения нефти: 0.315 (категории ВС 1),

0.232 (категория С2).

      По  состоянию на 01.01.2006 в горизонте  АС12 сосредоточено 96% геологических  запасов нефти. По сравнению с принятыми при проектировании, запасы горизонта сокращены в 2.3 раза. При этом, запасы категорий ВС1 практически не изменились, а запасы категории С2 сократились в 8.1 раза. Основные причины списания запасов категории С2:

• сокращение площади с 217199 тыс.м² до 61914 тыс.м² (в 3.5 раза);
• уменьшение нефтенасыщенной толщины с 4.5 м до 2.6 (в 1.7 раза);
• уменьшение нефтенасыщенности с 55% до 45% (в 1.2 раза).

По категориям BCi площадь нефтеносносности увеличилась с 48554 тыс.м   до

/Л

79575 тыс.м² (в 1.6 раза), нефтенасыщенная толщина уменьшилась с 10.7 м до 6.8 м (в 1.6 раза).

      Коэффициент извлечения нефти увеличен с 0.22 до 0.325 по категориям ВС] и до 0.232 по категории С2.

      В итоге извлекаемые запасы по категориям BCi увеличились с 8631 тыс.т до 12996 тыс.т (в 1.5 раза), по категории С 2 уменьшились с 16472 тыс.т до 2156 тыс.т (в 7.6 раза).

      По  пласту ЮСо не принципиально изменены граница распространения запасов категории С1i и подсчетные параметры.

      Залежи  нефти Ачимовской толщи и пласта ЮС2 отнесены к Ай-Пимскому месторождению.

      По  состоянию на 01.01.2006 изученность  горизонта АС12 высокая - доля запасов  категории BC1 составляет 81%. Баженовские отложения практически не изучены, не смотря на то, что на государственный баланс поставлены по категории C1.

8.ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ДЛЯ ОПЕРАТОРОВ ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА. 

1.На операторов по добыче нефти и газа возлагаются обязанности по обеспечению бесперебойной работы скважины и групповых сборных пунктов, а именно: обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования, установок, механизмов; участие в работе по очистке от парафина подъемных труб, выкидных линий и коллекторов; участие в монтаже и демонтаже наземного оборудования.

2.К работе в качестве операторов добычи нефти и газа (ДНГ) допускаются лица, прошедшие медицинский осмотр, соответствующее обучение и инструктаж по безопасному ведению работ, стажировку и проверку знаний. Операторы должны иметь квалифицированную группу по электробезопасности.

3.Оператор не реже, чем каждые шесть месяцев работы, должен проходить периодический инструктаж по безопасному ведению работ и не реже одного раза в год - проверку знаний.

4.При внедрении новых видов оборудования и механизмов, новых технологических процессов, а также при введении в действие новых правил и инструкций по охране труда, оператор должен пройти внеочередной инструктаж.

5.Внеочередную проверку знаний правил и инструкций по охране труда оператор должен пройти:

-при   введении   в  действие   новых  правил   и   норм   безопасности, инструкций по безопасному ведению работ;

-при изменении производственного процесса, внедрении нового вида оборудования и механизмов;

-в случае выявления нарушений требования правил безопасности и инструкций, которые могли привести или привели к травме или аварии;

-по  требованию  органов   государственного  надзора в случае обнаружения недостаточных знаний;

-при переводе на другую работу или перерыве в работе более шести месяцев.

6.Перевозка рабочих на место работы и обратно осуществляется в пассажирских автобусах или специально оборудованных грузовых бортовых автомобилях. Запрещается стоять в кузове или сидеть на бортах автомобиля, во время движения вскакивать на автомобиль или спрыгивать с него на ходу. При перевозке людей в кузове назначается старший, указания которого обязаны выполнять все.

7.Запрещается проезд на тракторах, трубоукладчиках, бульдозерах, в кузове бортовых автомобилей - самосвалах, на прицепах и цистернах, на автомобилях, оборудованных для перевозки длинномерных грузов, в кузовах автомобилей при транспортировании в них огнеопасных и ядовитых веществ или грузов, превышающих высоту борта, а также на других самоходных машинах.

8.Оператор должен иметь все полагающееся ему по нормам и правилам защитные средства, обеспечивающие безопасность работы, и во время работы, обязан пользоваться ими.

9.При выполнении работ на пожароопасных и взрывоопасных объектах оператор обязан пользоваться инструментом из цветного металла, омедненным или обильно смазанным солидолом или другой консистентной смазкой.

10.Применение открытого огня и курение вблизи скважин, в насосных и на других взрыво- и пожароопасных объектах - запрещается.

11.Работы на неисправном оборудовании и механизмах, при снятых или неисправных ограждениях, а также пользование неисправными инструментами, приспособлениями и непригодными средствами защиты -запрещается.

12.Оператор обязан знать и уметь практически применять приемы и способы оказания первой помощи при несчастных случаях.

13.При несчастном случае очевидец должен немедленно сообщить об этом руководителю работ (мастеру, начальнику цеха);

14.За невыполнение требований настоящей инструкции оператор несет ответственность в установленном законом порядке. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

9.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ  РЕЖИМ РАБОТЫ ДОБЫВАЮЩИХ  СКВАЖИН. 

Под установленным  технологическим режимом работы скважин следует понимать совокупность основных параметров ее работы, обеспечивающих получение предусмотренных технологическим  проектным документом, на данный период, отборов нефти, жидкости и газа и  соблюдение условий надежной эксплуатации оборудования скважин.

Технологический режим скважин обеспечивает регулирование  процесса разработки и характеризуется  следующими основными параметрами:

-пластовым, забойным и устьевым давлением;

-дебитом жидкости, обводненностью и газовым фактором;

-типоразмерами установленного эксплуатационного оборудования и режимами его работы (конструкция лифта, глубина подвески, и диаметр насоса, производительность, число качаний, длина хода, развиваемый напор и др.)

Как правило, материалы  по режимам работы скважин подлежат анализу и обобщению:

а) цех по добыче нефти (нефтепромысел) проводит оперативный  анализ выполнения установленных режимов, намечает план мероприятий по их поддержанию, утверждаемый главным инженером  и главным геологом нефтедобывающего предприятия.    

Критерии  выбора способа эксплуатации скважин. 

Выбор оборудования для эксплуатации скважин должен обеспечивать:

-заданный отбор жидкости из пласта (в соответствии с проектными  показателями и результатами исследования скважин);

-высокий КПД установок;

-надежная и безаварийная работа скважины. 

10.ДОБЫЧА  НЕФТИ ЭЛЕКТРОПОГРУЖНЫМИ  УСТАНОВКАМИ.

  

Добыча нефти  с помощью электропогружных установок (УЭЦН) для Западной Сибири  является  приоритетным направлением и составляет в настоящее время около 70%. Обосновано это, прежде всего, тем, что в период интенсивного освоения Западной Сибири в 80 годы в эксплуатацию вводились  месторождения «гиганты» с большими запасами и большими дебитами скважин,  в основном превышающими 50м3. В этой связи на тот момент альтернативы электропогружным насосам не было.  

           Запуск и вывод УЭЦН на постоянный режим работы

Запуск и вывод  УЭЦН на постоянный режим работы производятся под контролем мастера по добыче нефти и газа (технолога) пусковой бригадой в составе: оператор по добыче нефти и газа с квалификацией не ниже 4 разряда; электромонтер ЦБПО ЭПУ.

Перед запуском установки пусковая бригада обязана:

-ознакомиться с данными о скважине и УЭЦН по записям в эксплуатационном паспорте;

-проверить оснащенность скважины обратным клапаном между затрубным пространством и выкидной линией, патрубком для отбивки уровня жидкости в затрубном пространстве, манометрами на буфере, выкидной линии и затрубном пространстве.

Оператор по добыче нефти и газа с помощью  прибора определяет перед запуском статический, а после запуска динамический уровни в скважине с записью в эксплуатационном паспорте УЭЦН, проверяет исправность замерной установки и пробоотборника, состояние запорных устройств на выкиде,и в затрубном .

Электромонтер ЭПУ проверяет сопротивление  изоляции системы «кабель-двигатель» (что должно быть не менее 5 МОм), работоспособность  станции управления, защиты от замыкания на землю, заземление, фазировку кабеля, производит предварительную настройку защит: ЗСП — 2,5, ЗП — по номинальному току.

При величине сопротивления  изоляции системы «кабель-двигатель» менее 5 МОм запуск запрещается.

Электромонтер  ЭПУ по команде оператора по добыче нефти и газа производит запуск УЭЦН в работу. Правильность вращения установки  проверяется по величине подачи насоса, буферного давления, рабочего тока электромонтером и оператором совместно.

Подача УЭЦН на выкиде скважины должна появиться за указанное ниже время после запуска в зависимости от типоразмера установки, диаметра НКТ и статического уровня при минимальной производительности насоса, ниже которой эксплуатация УЭЦН запрещается (табл.10.1).

Если за время, указанное в таблице, подача не появилась, то дальнейшие работы по Спуску установки прекращаются. Данный факт сообщается в ЦДНГ и ЭПУ для принятия Решения по дальнейшим действиям.

 Если НКТ  герметичны, установка запускается  и производится вывод ее на  нормальный режим работы. При  этом замеряется подача (дебит)  установки  и производится  отбивка уровня жидкости в  затрубном пространстве через каждые 15-30 минут работы в зависимости от типоразмера установки.

В случае отказа замерного устройства при выводе установки на режим производительность установки может быть определена по темпу снижения динамического  уровня в скважине по формуле:

Qэцн=1440 Sк ΔНд/t, где:

Qэцн-производительность УЭЦН, м3/сут;

Sk — площадь кольцевого пространства между обсадной колонной и НКТ, м2.

ΔНд — снижение динамического уровня за промежуток времени между двумя отбивками, м.

t — время  откачки между двумя отбивками  уровня, минуты;

1440 — число  минут в одних сутках. 

Табл 10.1.Время появления подачи УЭЦН на устье скважин после запуска