1 Цели и задачи второй производственной практики

1 Закрепление полученных в университете теоретических знаний их расширение, углубление и практическое применение на производстве, детальное изучение и освоение в производственных условиях технологического оборудования и процессов промыслового сбора и подготовки газа и конденсата, основного оборудования и технологических процессов на газоперерабатывающих предприятиях, особенности сбора и подготовки промысловой продукции на морских и шельфовых месторождениях нефти и газа, современных методов проектирования и контроля за разработкой газовых, газоконденсатных, газоконденсатнонефтяных месторождений, расположенных как на суше, так и на шельфе и в море; приобретение опыта по организации основных производственных процессов работы в трудовом коллективе.

2 Сбор материалов и исходных данных для написания отчёта по производственной и преддипломной практикам.

3 Сбор материалов и исходных данных для курсового и дипломного проектирования.

2 Введение

Свою третью учебную промысловую практику я проходил в НГДУ «Краснохолмскнефть» в качестве машиниста насосной станции по закачке рабочего агента в пласт. Во время прохождения практики ознакомился с технологией повышения нефтеотдачи пластов - методом периодической закачки в нагнетательные скважины композиции биополимер симусан – биоПАВ КШАС-М – жидкое стекло, применяемым на Кузбаевском месторождении.

Нефтегазодобывающее управление «Краснохолмскнефть» образовано на базе нефтепромысла № 1 НГДУ «Арланнефть» в 1964 году.

В административном отношении территория производственной деятельности НГДУ «Краснохолмскнефть» расположена в северо-западной части Республики Башкортостан в пределах Янаульского, Татышлинского, Калтасинского и Бураевского районов.

В настоящее время НГДУ «Краснохолмскнефть» осуществляет разработку залежей нефти на 22 месторождениях: Орьебашском, Кузбаевском, Игровском, Четырманском, Югомашевском, Бураевском, Воядинском, Татышлинском, Байсаровском, Надеждинском, Старцевском, Гарном, Горьковском, Львовском, Хмелевском, Краснохолмском, Кармановском, Казанчинском, Кизгановском, Степановском, Шавъядинском, Бадряшском месторождениях из пластов СII_, III , IV, IV0, V, VI ,VI0 терригенной толщи нижнего карбона.

Основной целью НГДУ «Краснохолмскнефть» является получение прибыли и удовлетворение общественных потребностей в товарах и услугах производимых им.

Основным видом деятельности НГДУ «Краснохолмскнефть» является добыча нефти и газа, и их подготовка.

Во главе НГДУ «Краснохолмскнефть» находиться начальник осуществляющий руководство текущей деятельностью на основе единоначалия в рамках компетенции и прав, определенных законодательством, уставом, внутренними нормативными документами, решениями, постановлениями, приказами и указаниями органов управления ООО «Башнефть-Добыча».

Заместитель начальника главный инженер осуществляет инженерно – техническое обеспечение выполнения плановых заданий всех видов производственной деятельности НГДУ «Краснохолмскнефть». Его задачей является:

• постановка перед коллективом работников на каждый планируемый период важнейших задач в этой области и определение путей их решения;

• координация деятельности подчиненных подразделений;

• создание условий работникам для повышения квалификации в соответствии с требованиями технического прогресса и условиями хозяйственной реформы, а также для проявления ими инициативу и творчества.

Заместитель начальника главный геолог руководит геологической службой предприятия. Под его контролем осуществляется разработка всей геолого-технической документации и выполнение установленного задания по добыче нефти и газа; рациональная разработка нефтяных и газовых месторождений; внедрение новых методов разработки, повышающих нефтеотдачу пластов.

Геологический отдел, отделы разработки и планирования ГТМ:

• организует работы по определению геологических условий нефтяных месторождений;

• осуществляет контроль за состоянием запасов нефти и газа на месторождениях НГДУ «Краснохолмскнефть»,

• осуществляет геологический контроль за бурением и опробованием эксплуатационных и разведочных скважин;

• контролирует выполнение технологических решений и мероприятий, предусмотренных в проектах и технологических схемах;

• анализирует эффективность применяемых схем и оперативное принятие мер по совершенствованию методов и регулированию процессов разработки месторождений;

• решает вопросы взаимоотношения между предприятиями – смежниками на основе заключенных договоров.

Производственный – технологический отдел разрабатывает:

• оперативные планы производства,

• организационно – технические мероприятия;

• следит за своевременным доведением плановых заданий до всех подразделений, осуществляет контроль и анализ их выполнения,

• организует выполнение плана по подготовке и снижению потерь нефти и газа;

• координирует деятельность подразделений, связанных с подготовкой и перекачкой нефти, сбором и утилизацией газа;

• создает условия работникам для повышения квалификации в соответствии с требованиями технического прогресса и работой в условиях хозяйственной реформы, а также для проявления ими инициативы творчества.

Отдел главного механика осуществляет техническое и методическое руководство механоремонтной службы НГДУ «Краснохолмскнефть» с целью обеспечения рациональной эксплуатации оборудования с учетом особенностей работы и повышения его сменности.

Отдел главного энергетика осуществляет:

• эксплуатацию, ремонт и модернизацию электроэнергетического оборудования;

• обеспечивает объекты предприятия всеми видами энергии;

• разрабатывает мероприятия по экономии топливно-энергетических ресурсов и контролирует их выполнение.

Отдел охраны труда промышленной и экологической безопасности:

• осуществляет контроль за соблюдением правил охраны труда, техники безопасности, промсанитарии;

• разрабатывает мероприятия по улучшению условий труда, предупреждению несчастных случаев, травматизма и заболеваний; организует проверку знаний по технике безопасности и т.д.

Отдел информационных технологий и связи организует надежную, экономическую, эффективную и безопасную эксплуатацию компьютеров, периферийных, сетевых устройств и оргтехники; внедрение новейших информационных технологий.

Центральная инженерно-техническая служба организует оперативную работу по обеспечению нормального хода производственных процессов в добыче нефти и газа, закачке воды, строительстве скважин с целью выполнения государственных планов и заданий.

Административно хозяйственный отдел поддерживает в надлежащем состоянии здания, систему освещения, отопления аппарата управления; обеспечивает нормальные условия для эффективной работы сотрудников.

К основному производству НГДУ «Краснохолмскнефть» относится цех поддержания пластового давления, цеха по добыче нефти и газа, цех подготовки и перекачки нефти, цех научно – исследовательских и производственных работ.

Цеха по добыче нефти и газа являются производственными подразделениями НГДУ «Краснохолмскнефть», осуществляющими управление технологическим процессом добычи нефти и газа, сбора нефти и ее откачки в закрепленном районе.

Цеха подготовки и перекачки нефти осуществляют обезвоживание и обессоливание добытой нефтепромыслами нефти и реализации готовой продукции.

Цеха поддержания пластового давления обеспечивают закачку воды в продуктивные пласты в соответствии с требованиями проектов разработки нефтяных месторождений, суточным, месячным и годовым заданиями закачки воды при минимальных материальных и трудовых затратах с целью поддержания пластового давления на заданном уровне, соблюдение заданного режима работы нагнетательных скважин.

Цех научно–исследовательских и производственных работ состоит из семи подразделений:

• лаборатория контроля качества нефти

• лаборатории технологии разработки месторождений

• лаборатория опытно-промышленных работ и методов увеличения нефтедобычи

• лаборатория неразрушающего контроля

• лаборатория охраны окружающей среды

• лаборатория техники технологии добычи нефти и коррозии

• проектно-сметное бюро

Он обеспечивает необходимым объемом исследовательских и производственных работ, обеспечивающих добычу плановой нефти и воды, и их подготовку при одновременном контроле за сохранностью окружающей среды нефтепромыслового оборудования и требуемых условий труда для работников НГДУ «Краснохолмскнефть».

3 Географо-экономические и природные условия Кузбаевского месторождения

Месторождение открыто в 1958г., находится в разработке с 1964г.

В административном отношении Кузбаевское месторождение нефти располагаются на северо-западе Башкортостана в Калтасинском районе, в одном из самых перспективных районов на поиски залежей нефти.

На севере месторождение граничит с Игровским месторождением, на восток –с Бураевским, на юге – с Горьковским, на западе – с Орьебашевским.

Крупных населенных пунктов на территории месторождения нет. Ближайшие населенные пункты п. Калтасы и г. Янаул находятся в 20-30км от месторождения. Шоссейная дорога с асфальтовым покрытием связывают эти населенные пункты с г. Уфой и г. Бирском. Остальные дороги грунтовые, пригодные для использования лишь в сухое время года.

Город Янаул является станцией Горьковской железной дороги.

В орогидрофическом отношении Кузбаеское месторождение располагается на водоразделе рек Буй и Быстрый Таныпю местность слабо всхолмленная, изрезанная оврагами. Отметки рельефа колеблются от 88 до 200 м. Крупных рек на площади нет. Мелкие реки составляют сложную гидрографическую сеть. С северного склона Буй-Таныпского водораздела берут начало притоки р.Буй-Арея, Шур, Сандугач, Елга. Река Быстрый Танып имеет приток р. Гарейку с многочисленными мелкими притоками. Вода рек и речек пригодна для питья и технических целей. Реки имеют узкие долины с пологими склонами.

Климат района континентальный с холодной зимой и жарким летом. Средняя температура летом +18-20С, зимой минус 18С. Максимальная глубина промерзания почвы 1.8м. Снежный покров достигает в среднем 1.5м.

Район густо населен. Население многонациональное – татары, русские, башкиры, марийцы. Занимается население в основном сельским хозяйством.

Основным полезным ископаемым района является нефть, кроме того для строительных целей используются известняки, песчаники, пески, глина, галечники, суглинки.

Кузбаевское месторождение было введено в пробную эксплуатацию в 1964 г. Эксплуатационное бурение начато в 1967 г. и продолжается до настоящего времени.

Добываемая на месторождении нефть поступает на НСП Красный холм, а далее по магистральному нефтепроводу на головные сооружения станции Кутерем.

Геолого-физическое строение Кузбаевского месторождения

Геологическое строение площади и залежей

Стратиграфия

За основу стратиграфического разреза принята унифицированная схема стратиграфии и корреляции среднего палеозоя Русской платформы 1989 г. Большую часть разреза Кузбаевского месторождения составляют палеозойские отложения, на которых залегают четвертичные и неогеново-палеогеновые отложения, подстилают их отложения вендского комплекса. Разрез палеозоя (сверху вниз) начинается с уфимского яруса пермской системы и заканчивается живетским ярусом среднего карбона. В основном разрез сложен карбонатными отложениями морского происхождения. Терригенные породы слагают уфимский ярус верхней перми, нижнюю часть визейского яруса, террегенную толщу нижнего карбона (ТТНК), нижнюю часть верхнего девона – кыновский и пашийский горизонты и средний девон.

Тектоника

В региональном тектоническом плане Кузбаевское месторождение расположено в северо-западной части башкирского свода. Тектоническое строение нижнего карбона достаточно полно изучено как поисково-разведочными, так и эксплуатационными скважинами. В центральной части месторождения располагается валообразная структура субширотного простирания - это собственно Кузбаевская структура. Структура имеет неправильную форму, расширяющуюся с запада на восток. Форма структур нижнего карбона и их простирание не имеет закономерностей, так как они являются складками облекания рифовых построек верхнего девона, строение которых непредсказуемо.

К западу от основной структуры располагаются две безымянные структуры (Скв. 400и403), которые имеют субширное простирание и как бы продолжают на запад основную структуру.

К северу от последних располагается Смирновская структура (110ТНП), самая контрастная из всех структур Кузбаевского месторождения. Высота ее 41,4 м.

К северу от основной структуры располагаются 12 небольших структур: Демидвская (Скв 158ТНП), Тимербаевская (скв 134ТНП), Западно-Бустаевская (скв 144ТНП), Северно-Исамбаевская (скв 74БУР), Восточно-Тимербаевская (235ТНП), Исамбаевская (скв 233ТНП), Атлегачская (скв 230ТНП), Северо-Тимербаевская (скв 229ТНП0, Западно-Тимербаевская (скв.319ТНП), Восточно-Тимербаевская (скв, 310ТНП). Южно-Иловская (скв. 324ТНП) и Южно-Бутаевская (скв 316ТНП). Максимальный размер имеет Атлегачевская структура, минимальный – Северо-Тимербаевская. Структуры имеют различное простирание и форму.

К востоку от основной структуры располагается Лиственничная структура (скв. 226ТНП). К западу от южного окончания основной структуры находится Карамзинская структура.

По среднему карбону отмечаются те же структуры. Наблюдается уменьшение амплитуды поднятий. Форма их более расплывчатая, однако в большинстве случаев сохраняется такая же в тульском горизонте. Таким образом, наблюдается совпадение структурных пластов нижнего и среднего карбона.

При сравнении структурного плана нижнепермских отложений с нижележащими среднего и нижнего карбона наблюдается сглаживание структурных форм, уменьшение амплитуд поднятий. Появляются новые поднятия, которые на нижележащих горизонтах не прослеживаются. Полного совпадения структурных планов не наблюдается.

На нижнепермском структурном плане отразилась Смирновская структура, Карамзинская, Демидовская, Весенняя, Западно-Бустаевская и Лиственничная. Собственно Кузбаевская структура разделилась на ряд мелких куполов, однако абсолютные отметки сакмарского яруса в районе Кузбаевской структуры самые высокие -270,0-275,0 м. На север и на юг наблюдается погружение сакмарского яруса, на фоне которого выявлены небольшие структуры, в основном, северо-западного простирания.

2.1. Характеристика продуктивных пластов (пачек) и залежей

Промышленно нефтеносными на Кузбаевском месторождении являются карбонатные отложения среднего карбона – пачки Cкш2, Cкш4 каширского горизонта, пачки Св1,Св3 и Св4 верейского горизонта, и пачка башкирского яруса, терригенные отложения нижней части визейского яруса (ТТНК) – пласты CII, CIV0, CIV, CVIO и CVI, разделенный на четыре прослоя CVI.1, CVI.2, CVI.3, CVI.4, карбонаты турнейского яруса нижнего карбона – пласт Сткз, отложения фаменского и франского ярусов верхнего девона – пачки Дфм1, Дфм2, Дфм3 и пласт Дас аскынского горизонта.

Таким образом, в геологическом разрезе месторождения выделяются 19 продуктивных пачек (пластов), промышленная нефтеносность которых установлена в процессе опробования и эксплуатации.

Пачка Скш2 выделяется в средней части каширского горизонта. Прослои-коллекторы в пачке Скш2 разбросаны по всей толщине пачки. Основной прослой залегает в верхней части пачки. Нижележащие прослои имеют ограниченное распространение. Коллекторы распространены на 65% площади. На части территории месторождения коллекторы в пачке Скш2 отсутствуют. Эффективные толщины коллектора изменяются в пределах 0-3,8 м. Закономерностей в изменении толщин коллекторов пачки Скш2 не наблюдается. В пачке Скш2 выделено 12 залежей нефти, из которых на пяти залежах(1а, 1д, 1е, 4 и 8) проведено опробование и получены промышленные притоки нефти, остальные залежи открыты по материалам ГИС. Непосредственный контакт нефти и воды в пачке Скш2 отмечен лишь в двух скважинах 28КЗБ и484 соответственно на залежах 1а и1б. В других залежах между нефтеносной и водоносной частями залегает пласт не коллектор.

Пачка Скш4 выделяется в основании каширского горизонта, Пачка состоит, основном, из одного или двух пластов-коллекторов. На отдельных участках коллекторы отсутствуют. Зоны отсутствия коллекторов имеют изометрическую форму. Эффективные толщины коллектора изменяются в пределах 0-5,2 м. Закономерностей в распространении пластов-коллекторов не наблюдается. В пачке выявлено 8 залежей, из них две залежи 4 и 7 подтверждены опробованием, остальные выявлены по материалам ГИС. Шесть залежей (1а, 1б, 1в, 1г, 1е) выделены на основной Кузбаевской структуре, Самая большая залежь 1в располагается в западной части структуры. Залежи основной структуры имеют близкий ВНК-790,1 – 791,0 м, за исключением залежей 1ви 1г, где ВНК соответственно -792,9м и 793,6м.

Пачка Св1 верейского горизонта выделяется в верхней части верейского горизонта. Коллекторы пачки имеют ограниченное распространение и малую толщину. Эффективные толщины коллектора изменяются в пределах о-2,8 м. Толщины прослоев колеблется в пределах 1,0-1,3 м. В пачке Св1 выявлено 8 залежей 1а, 1б, 1г, 1д, 3, 4 и 7.

Таблица 1. Основные показатели состояния разработки Кузбаевского месторождения по состоянию на 01.01.2009г.

Показатели	Эксплуатационные объекты				Месторождение
	Средний карбон	Терригенная толщина нижнего карбона	Турнейский ярус	Фаменский ярус
1	2	3	4	5	6
Накопленная добыча нефти тыс.т	593.8	11618.5	25	12.7	12250
Накопленная добыча жидкости в пластовых условиях тыс	998.9	37107.6	36.3	25.2	З8168.0
Обводненность продукции скважин (по массе),%	55.6	91.4	38.8	8.9	88.3
Среднесуточный дебит скважин, т/c По нефти	2.2	2.1	1.0	2.1	2.1
Показатели	Эксплуатационные объекты				Месторождение
	Средний карбон	Терригенная толщина нижнего карбона	Турнейский ярус	Фаменский ярус
1	2	3	4	5	6
По жидкости	4.9	24.8	1.6	2.3	18.2
Накопленная закачка воды, тыс.	1039.3	48868.9	0	0	49908.2
Текущая компенсация отбора жидкости закачкой,%	61.5	136.3	0	0	129.2
Средняя приемистость нагнетат. Скважин, /с	51.9	113.8	0	0	108.8
Фонд добывающих скважин всего:	57	161	3	6	227
действующих	43	101	3	5	152
Из них ЭЦН	0	37	0	0	37
ШГН	39	62	3	5	109
УЭДН	4	2	0	0	6
Фонд нагнетательных скважин всего	5	43	0	0	48
Под закачкой	3	24	0	0	40
Бездействующих	2	6	0	0	8
Фонд специальных скважин контрольные и пьезометрические	3	24	0	0	27
водозаборные	0	9	0	0	9
Ож. ликвидации	0	22	0	0	22
ликвидиров.	3	71	0	4	78
В консервации	0	11	0	0	11
Всего скважин	68	341	3	10	422

По месторождению отобрано 12250 тыс. тонн нефти, что составляет 36,0% от начальных балансовых запасов, или 86,3% от начальных извлекаемых запасов. Обводненность продукции скважин по месторождению составляет 88,3%, причем по ТТНК оно равно 91,4%, среднему карбону – 55,6%, по турнейскому ярусу – 38,8%, по девонским отложениям – 8,9%.

В 1999г. в Башнипинефть был произведен перерасчет запасов нефти и газа по месторождению и проведено технико-экономическое обоснование коэффициента нефтеотдачи. Начальные запасы нефти составляют объемах: для категории А+В+С1: балансовые – 34116 тыс.т., извлекаемые – 14201 тыс.т., категории С2 – соответственно 3678 и 556 тыс.т. На 01.01.09 на оперативном учете АНК’Башнефть’ по месторождению числятся следующие остаточные запасы нефти категории А+В+С1:балансовые 21800тыс.т., извлекаемые – 1922 тыс.т., в том числе по основному объекту разработки – терригенной толщине нижнего карбона (ТТНК) – соответственно 16176 и 1364 тыс.т