Автор: Пользователь скрыл имя, 02 Ноября 2012 в 13:05, дипломная работа
Нефть один из основных и важнейших видов энергетического сырья. На ближайшую перспективу потребность индустриально развитых стран в энергии будет удовлетворяться главным образом за счет нефти.
Содержание
Нефть один из основных и важнейших
видов энергетического сырья. На
ближайшую перспективу
В нашей стране предусматривается осуществление энергосберегающей политики в условиях стабильной добычи нефти ,том числе, за счет повышения нефтеотдачи пластов и роста добычи природного газа.
В этих условиях повышение технического уровня предприятий нефтяной, газовой и нефтеперерабатывающей промышленности, улучшение организации труда и производства, совершенствование управления на производствах - важнейшая предпосылка эффективности производства.
Для этого нужно и надо:
• рационально использовать материальные и трудовые ресурсы;
• рационально использовать производственные мощности;
• повышать технический уровень производства, внедрять автоматизацию и компьютеризацию производственных процессов;
• усилить режим экологии на производстве, снижать потери и бережливее использовать материальные ресурсы;
• повышать прибыльность рентабельность производства.
Раздел 1.
Общая характеристика нефтегазодобывающего
предприятия
и района работ.
В административном отношении Рассветное месторождение расположено в Осинском районе Пермской области, в 70-ти км к югу от областного центра г. Перми. Районный центр г. Оса расположен в 23 км юго-западнее месторождения.
Связь с областным центром
Ближайшими населенными пунктами являются с. Паль, расположенное в 9 км. юго-восточнее месторождения, в 1 км. - лесоучасток Красный Маяк , а также деревни: Рассвет, Полуденные, Северная, связанные между собой только местными грунтовыми дорогами, непригодными в дождливую погоду.
По морфологическим
Климат района умеренно-континентальный,
среднегодовая температура
Кроме нефти в районе расположения месторождения разрабатываются строительные материалы : песок, гравий, глина.
Месторождение находится на территории Осинского нефтегазодобывающего управления, относящегося к системе ОАО ”ЛУКойл Пермнефть“.
Сбор нефти и газа осуществляется по напорной герметизированной схеме (давление 1.6 МПа).
Источником водоснабжения
Электроснабжение осуществляетс
Население района занято в основном в сельском хозяйстве, лишь небольшой процент занят на лесоразработках, в пищевой и нефтедобывающей промышленности.
Основными полезными ископаемыми района являются нефть и газ.
Как местный строительный материал здесь добывается песок, гравий, глина.
Нефтегазодобывающее предприятие "Осинскнефть" ОАО ”ЛУКойл-Пермнефть“ расположено в Осинском районе в 150 км к юго-западу от областного центра г. Перми. НГДУ "Осинскнефть" находится в поселке Тишково, что в 5-ти км от районного центра г. Осы. Схема деятельности НГДУ «Осинскнефть» представлена на рис. 1.
Добыча нефти осуществляется в Осинском, Бардымском, Чайковском, Кунгурском, Чернушенском, Еловском, Куединском районах Пермской области. На данный момент разрабатываемыми месторождениями являются: Осинское (1963г.), Тулвинское (1969г.), Маячное (1973г.), Баклановское (1975г.), Рассветное (1979г.), Горское (1983г.), Гарюшкинское (1986г.), Мало-Усинское (1987г.), Шумовское,(передано в НГДУ в 1988г.), Туркинское (1991г.), Андреевское (1992г.). С 1996года НГДУ эксплуатирует Константиновское месторождение, переданное из НГДУ ”Чернушканефть“ в результате реструктуризации ОАО ”ЛУКойл-Пермнефть“
НГДУ "Осинскнефть" создано на базе Осинского нефтепромысла НПУ "Краснокамскнефть" и начало свою деятельность с августа 1966 года.
При НПУ были созданы цеха :
С 1 января 1967 года был создан строительно-монтажный цех. С июня 1967 года на базе автотранспортного цеха НПУ и Тишковской колонны, автотранспортной колонны "Пермвостокнефтеразведка" создана автотранспортная контора НПУ "Осинскнефть" на самостоятельном балансе. На базе участка капитального ремонта скважин создан цех КРС, кроме того, созданы: ремонтно-механический цех и группа по монтажу и ремонту контрольно-измерительных приборов и автоматики (КИПиА). Из состава Осинского нефтепромысла выделена бригада по перекачке нефти и с 1 октября 1967 г образован цех по “Перекачке нефти”. С 1 мая 1968 г, с пуском в эксплуатацию термохимической установки по подготовке нефти, цех “Перекачки нефти” переименован в цех “Обезвоживания, обессоливания, подготовки и перекачки нефти”. С 1 июля 1968 года при НПУ "Осинскнефть" создано ЖКХ на самостоятельном балансе. Строительно-монтажное управление создано на базе строительно-монтажного участка с 1 октября 1968 года. В марте 1968 года создан цех "Пароводоснабжения". В январе 1970 года в целях более оперативного руководства бригадами подземного и капитального ремонта создан цех "Подземного и капитального ремонта скважин". В июле 1970 г создан цех “Научно-исследовательских и производственных работ, в целях механизации счетно-вычислительных работ в конце 1970 г создано машиносчетное бюро. С 1 июня 1970 г, в соответствии с приказом Миннефтепрома за номером 212 от 20.4.71 г и приказа объединения “Пермнефть” за номером 93 от 7.5.71 г, нефтепромысловый участок “Осинскнефть” переименован в нефтегазодобывающее управление “Осинскнефть” и с 1 июня 1971 г перешло на новую структуру управления производством. В 1973 г произошло укрупнение цехов, в результате чего цех “Обезвоживания, обессоливания, подготовки и перекачки нефти” переименован в “Установку по обезвоживанию, обессоливанию, подготовке и перекачке нефти”. Вместо цеха пароводоснабжения создана группа пароводоснабжения в составе ”Прокатно-ремонтного цеха электрооборудования”. Цех “Научно-исследовательских и производственных работ” переименован в научно-исследовательскую лабораторию. В августе 1973 г, с вводом в эксплуатацию нового Маячного месторождения, создана районная инженерно-техническая станция №1. В 1975 г создан цех “Пароводоснабжения” на базе группы пароводоснабжения. В связи с вводом в эксплуатацию нового Баклановского месторождения на базе НГДУ создана РИТС №2. С 1 декабря 1975 г приказом Миннефтепрома №570 от 12.11.75 г НГДУ преобразовано в производственную единицу НГДУ “Осинскнефть”.
В связи с увеличением объемов бурения и добычи нефти на Баклановском месторождении оно выделено из состава РИТС №2 и с 1 сентября 1976 г, на основании разрешения Миннефтепрома за №ак-5129 от 11 августа 1976 г, сообщено письмом объединения “Пермнефть” за №0822-314 от 20 августа 1976 г, создана РИТС-3 “Баклановка”. С 1 июня 1978 г на базе РИТСов созданы три цеха по добыче нефти и газа, а с 1 июля 1978 г - четвертый цех. С 1.06.78 г научно-исследовательская лаборатория переименована в цех “Научно-исследовательских и производственных работ”. С 1 июля 1981 г на базе участка промысловой автоматики создан цех автоматизации производства.
НГДУ "Осинскнефть" осуществляет разработку названного ряда месторождений нефти в соответствии с проектами и государственными планами по добыче нефти, ведет эксплуатацию нефтяных скважин и других промысловых объектов, закачку воды в продуктивные пласты с целью поддержания пластового давления, подготовку и сдачу нефти нефтепроводным управлениям. Кроме того, выступает в роли заказчика по проектированию и капитальному строительству нефтепромысловых объектов, а также объектов соцкультбыта.
В состав НГДУ входят 5 цехов. по добыче нефти и газа, цех подготовки и перекачки нефти, база производственного обслуживания, цех пароводоснабжения,.
Организационная структура НГДУ “Осинскнефть” приведена на рис. 2.
Рассветное месторождение
Подсчет запасов произведен в 1971 г. Запасы нефти утверждены ГКЗ 15.12.71 г.
Извлекаемые запасы нефти в яснополянской залежи 2.98 млн. тонн при нефтеотдаче 30%, в башкирской залежи 3.67 млн. тонн при нефтеотдаче 30%. Суммарные извлекаемые запасы - 6.65 млн. тонн.
Первая технологическая схема была составлена в 1972 г. Однако месторождение по этой схеме не разбуривалось. В 1978 г. была составлена уточненная технологическая схема разработки, в которой планировалось осуществлять разработку яснополянской залежи избирательным заводнением с размещением скважин по обращенной семиточечной схеме с плотностью сетки скважин 300 на 300 м, фонд проектных скважин - 91, резервных - 27.
В связи с тем, что перед составлением технологической схемы 4 яснополянских пласта не были вскрыты перфорацией ни в одной из пробуренных скважин и продуктивность яснополянской залежи не была изучена, было намечено провести опытно-промышленную эксплуатацию их.
На период опытно-промышленной эксплуатации намечалось бурение 35 первоочередных яснополянских скважин, в том числе 27 добывающих и 8 нагнетательных.
Из-за высокой вязкости нефти из пластов Бш1 и Бш2 (в 1978 г. значение вязкости оценивалось в 44-х скважинах и составило 44 мПа*с), было принято решение в технологической схеме не проектировать промышленную эксплуатацию этой залежи при обычном заводнении, а организовать один опытный элемент из 6-ти добывающих и 1-й нагнетательной скважин с вытеснением нефти оторочкой щелочи.
В октябре 1980 г. объединение “Пермнефть” утвердило размещение 2-х опытных семиточечных элементов на башкирскую залежь (в отличие от одного, как намечалось в технологической схеме 1978 г.).
Технический совет объединения “Пермнефть” утвердил уточненную технологическую схему разработки 1978 г. в качестве плана опытно-промышленной эксплуатации.
В результате эксплуатационного бурения и исследования скважин на первоочередных участках была подтверждена предполагаемая продуктивность яснополянской залежи, в связи с чем технический совет объединения “Пермнефть” в феврале 1982 г. принял решение о продолжении разбуривания яснополянской залежи в соответствии с технологической схемой 1978 г.
Значение вязкости башкирской нефти по результатам исследований 1982 г. оказалось равным 28 мПа*с. В связи с этим объединение “Пермнефть” в 1982 г. выдало институту ПермНИПИнефть задание на составление технологической схемы разработки башкирской нефти путем обычного заводнения.
Технологическая схема разработки башкирской залежи была составлена и утверждена техническим советом объединения “Пермнефть” 11.04.83 г. Схемой предусматривалось выделение 2-х эксплуатационных объектов в башкирском ярусе Бш1 и Бш2 с раздельными сетками добывающих и нагнетательных скважин на каждый объект с расстоянием между скважинами 500 на 400 м и однорядной системой заводнения, основной фонд на пласт Бш2 - 58 скважин, резервный - 17; основной фонд на пласт Бш1 - 100 скважин, резервный - 29.
В соответствии с этой схемой составлен проект обустройства и ведется бурение месторождения с начала 1984 г.
Геологический разрез месторождения изучен по структурным, поисковым, разведочным и эксплуатационным скважинам на глубину 2415 м от четвертичных до отложений вендского комплекса.
Верхнепермские отложения
Нижний отдел пермской системы представлен ассельским, сакмарским, артинским и кунгурским ярусами. Первые три сложены преимущественно морскими образованиями, кунгурский - лагунными солоноватоводными.
Кунгурский ярус представлен сульфатно-
Артинский ярус сложен доломитами и известняками с включениями гипса и ангидрита. Разрез отнесен к карбонатному рифогенному типу (99.2-125.0 м).
Отложения ассельского и сакмарского ярусов отнесены к карбонатно-слоистому типу, известняково-доломитовому подтипу (167.0-195.9 м).
Каменноугольная система представлена всеми отделами.
Верхнекаменноугольные отложения - доломиты с включениями в верхней части гипса и ангидрита (184.0-203.8 м).
В среднекаменноугольном отделе выделены московский (244.2-289.4 м) и башкирский (52.3-69.0 м) ярусы, представленные карбонатными породами с прослоями аргиллитов в московском ярусе. К проницаемым разностям органогенно-обломочных известняков башкирского яруса приурочены промышленные запасы нефти (пласты Бш1 и Бш2).
Верхняя часть тульского горизонта, окский надгоризонт визейского яруса, серпуховский ярус нижнего карбона представлены мощной толщей карбонатных осадков, толщина которой достигает 200-256 м.
Терригенные отложения вазейского яруса нижнего карбона в составе малиновского и яснополянского надгоризонтов представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами (65 м).
В составе яснополянского надгоризонта выделены 2 горизонта :
тульский,
бобриковский.
К песчаникам и алевролитам первого приурочены промышленные запасы нефти (Тл2-а и Тл2-б ).
Разрез турнейского яруса
Девонские отложения с большим стратиграфическим несогласием залегают на породах вендского комплекса.
Разрез карбонатного девона, включая фаменский и большую часть франского ярусов, отнесен к межрифовому типу и сложен, главным образом, известняками с прослоями доломитов (520-686 м).
Отложения терригенного девона в объеме пашийского и кыновского горизонтов относятся к бортовому типу разрезов и представлены алевролитами, аргиллитами и кварцевыми песчаниками (23-47 м).
Проницаемые разности песчаников и алевролитов пашийского горизонта в скважине №2 нефтеносны (27-54 м).
Вендский комплекс вскрыт в скважинах №№ 2, 6, 11, 168 и представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Вскрытая толщина до 99м.
Рассветное месторождение
По кровле иренского горизонта
на рассматриваемой площади