Состав бригады по добыче нефти, функциональные обязанности членов бригады; отчётная документация мастера.

Оператор 3 разряда - Участие в осуществлении и поддержании заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и в других работах, связанных с технологией добычи нефти, газа, газового конденсата различными способами эксплуатации. Участие в работах по обслуживанию и текущему ремонту нефтепромысловых оборудования, установок и трубопроводов. Снятие показаний контрольно-измерительных приборов. Отбор проб для проведения анализа. Участие в замерах нефти и воды через узлы учета ДНС, ГЗУ.

Оператор 4 разряда - Ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти, газа и газового конденсата, обслуживание, монтаж и демонтаж оборудования и механизмов под руководством оператора по добычи нефти и газа более высокой квалификации. Обработка паром высокого давления подземного и наземного оборудования скважин и выкидных линий. Замер дебита скважин на автоматизированной групповой замерной установке. Расшифровка показаний приборов контроля и автоматики.

Оператор 5 разряда - Осуществление работ по поддержанию заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и других объектов, связанных с технологией добычи нефти, газа и газового конденсата и подземного хранения газа. Разборка, ремонт и сборка отдельных узлов и механизмов простого нефтепромыслового оборудования и арматуры. Очистка насосно-компрессорных труб в скважине от парафина и смол механическими и автоматическими скребками и с использованием реагентов, растворителей, горячей нефти и пара.

Оператор 6 разряда - Представление информации руководителю работ и оператору о всех замеченных неполадках в работе скважин и другого нефтепромыслового оборудования. Техническое обслуживание коммуникаций газлифтных скважин (газоманифольдов, газосепараторов, теплообменников) под руководством оператора по добычи нефти и газа более высокой квалификации. Снятие показаний приборов, измеряющих параметры работы газопровода, расчет расхода газа и жидкости, ведение режимных листов работы УКПГ, цеха.

Мастер - Помощник старшего мастера. Заказывает и договаривается с техникой; принимает информацию о кустах от операторов. «Правая рука» старшего мастера.

Старший мастер - Полностью связан со всеми людьми в цеху. Через него осуществляются какие-либо сложные или опасные работы, так как он несет ответственность за людей своей бригады и за рентабельность своего фонда.

3.2 Основные способы эксплуатации скважин на месторождении:

Аналогичные результаты, полученные в 1999 году на Ершовом месторождении (пласт ЮB1) и опытных участках месторождения (пласты БВ8 и БВ10), представлены в таблицах.

Особого внимания заслуживают результаты, полученные на Ершовом месторождении в 1997 и 1999 годах. Отличительная особенность этого промыслового эксперимента заключалась в одновременном воздействии, практически, на весь пласт. Закачка полимерной композиции в пласт осуществлялось по высоконапорным водоводам линии ППД с использованием центробежных насосов КНС, что позволило за короткий срок обработать около 60 нагнетательных скважин и охватить воздействием значительную часть месторождения. Есть основания считать, что такая технология воздействия на нефтяной пласт намного эффективнее, чем обработка отдельных скважин, так как обеспечивает саморегулируемое поступление изолирующего состава в пласт через систему ППД. Это достигается тем, что количество биополимерной композиции попадающей в пласт из линии ППД через конкретную нагнетательную скважину, очевидно, пропорционально ее приемистости. Следовательно, в наиболее высокопроницаемые и обводнившиеся зоны пласта поступит большее количество тампонирующего материала, чем в нефтенасыщенные и малодренируемые зоны. Кроме того, имеются чисто технологические преимущества. Обработка через КНС принципиально уменьшает потребность в технике и персонале для проведения работ (цементировочные агрегаты, автоцистерны и т.д.), сокращает время обработки и снижает стоимость всего процесса.

Уместно отметить, что закачка через КНС возможна при использовании ограниченного количества составов, не образующих гелеобразной структуры непосредственно при смешении компонентов, с одной стороны, и не подверженных сдвиговой деградации, с другой. Указанным требованиям отвечают составы на основе Продукта БП-92.

Эффективность проведенных в 1997 году биополимерных обработок оценивалась специалистами отдела ПНП ОАО «Нижневартовскнефтегаз» и составила более 100 тыс.тонн. Существенно, что продолжительность положительного воздействия по их оценке превысила 1, 5 года. На рисунке графически представлены данные о добыче нефти до 1996 года, включительно, и проведена компьютерная экстраполяция кривой падения добычи на 1997-2000г.г. Закачка биополимерной композиции изменила динамику добычи нефти. В 1997 не только не произошло ожидаемого снижения добычи нефти, но и впервые после 1989 г. отмечен рост количества извлекаемой нефти. Положительное воздействие биополимерной обработки, судя по отклонению данных о фактической добыче от расчетной кривой, продолжилось и в 1998 году. Что касается обводненности добываемой продукции, то впервые наблюдалось ее некоторое снижение. Применение полимерных композиций позволяет подключать к заводнению неохваченные ранее участки пласта. На ранних стадиях разработки при опережающем обводнении продукции за счет кинжальных прорывов нагнетаемой в пласт воды по высокопроницаемым пропласткам эффективность применения биополимерных композиций может оказаться более высокой (до 100% прироста добычи ). На ранних стадиях разработки нефтяного месторождения эффект от биополимерного воздействия выражается в абсолютном приросте добычи нефти. Однако, по мере выработки запасов эффект может проявляться в снижении темпов падения добычи нефти. В этом случае необходимо учитывать естественное падение добычи. Таким образом, использование биополимерных композиций на поздней стадии выработки запасов позволяет существенно замедлить темп падения добычи, существенно продлить срок разработки и повысить нефтеотдачу пластов.

Как известно, мировая и отечественная практика разработки нефтяных месторождений в режиме заводнения свидетельствует о том, что все многообразие факторов, влияющих на конечную нефтеотдачу, сводится к двум параметрам:

- темп выработки запасов,

- удлинение сроков безводной (или маловодной) добычи. В этой связи особого внимания заслуживает такой аспект применения биополимерных технологий как продление безводного периода эксплуатации нефтяных скважин. Расчеты показывают, что превентивная закачка загущаещего состава должна препятствовать развитию кинжальных прорывов воды. В настоящее время на Покамасовском месторождении проводится эксперимент, целью которого является продление безводного периода эксплуатации. Для эксперимента выделен литологически обособленный участок месторождения на островной части. На протяжении четырех лет на участке введено в эксплуатацию около 40 нефтяных скважин. Добыча нефти без поддержания пластового давления привела к тому, что пластовое давление снизилось по отношению к первоначальному почти на 100 атм Это, естественно, привело к снижению дебитов. Как показывает опыт разработки на соседних участках этого месторождения, обводнение добывающих скважин наступает в течение 6-8 месяцев после начала закачки воды. На островном участке, с учетом того, что пластовое давление значительно снижено правомерно было бы ожидать более раннего обводнения. Однако, в июне 1999 года в 4 нагнетательные скважины, практически, одновременно с включение закачки воды в закачиваемую воду через дозирующий насос начата подача биогюлимерногс раствора.

 

⇐ Предыдущая123456Следующая ⇒

Поделиться: