Разработка нефтяного месторождения АНК "Башнефть"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Под разработкой нефтяного месторождения понимается управление процессом движения нефти и газа в пласте к эксплуатационным скважинам путем определенного порядка размещения их на площади и ввода в эксплуатацию, установления и поддержания их режима работы и регулирования баланса пластовой энергии.

Вот уже много лет одним из основных рычагов ускорения социально-экономического развития РФ и стержнем экономики Республики Башкортостан является нефтегазодобывающая отрасль. И тесно взаимодействуя с предприятиями трубопроводного транспорта, строительство предприятий нефтегазовой индустрии и нефтепереработки, определяет ее мощь и авторитет, обеспечивает дальнейшее развитие и экономическую самостоятельность Башкортостана.

Нефть и газ играют большую роль в развитии народного хозяйства страны. Нефть и газ, как наиболее эффективные и энергоемкие из всех природных веществ, имеют доминирующее значение в энергетике.

Ценность нефти, как топлива определяется ее энергетическими свойствами, физическим составом, малой токсичностью. Но не менее ценна нефть, как сырье для химической промышленности. Сегодня нефтехимическая промышленность охватывает производство синтетических материалов и изделий главным образом на основе продуктов переработки нефти и газа.

Перед нефтяной и газовой промышленностью поставлены очень сложные и большие задачи, поскольку их продукция помогает развитию всех отраслей тяжелой индустрии. Флагман промышленности Республики Башкортостан - АНК «Башнефть», входит в число ведущих нефтяных компаний России, дает пятую часть промышленной продукции республики и на четверть пополняет ее бюджет.

Создание современной газотранспортной системы позволяет бесперебойно обеспечивать не только республику, но и европейскую часть России, страны ближнего и дальнейшего зарубежья природным газом.

Отрадно отметить, что на предприятиях отрасли многое делается по строительству жилья, других социально-значимых объектов, проявляется постоянная забота по укреплению здоровья трудящихся.

В последнее время происходит падение объемов добывающей нефти, и поэтому стоят большие задачи, главной из которых является наращивание ресурсной базы углеводородов, как на территории республики, так и за ее пределами.

Немалую роль в развитии нефтегазодобывающей промышленности отводится коллективу объединения «Башнефть», в составе которой находится и НГДУ «Арланнефть», созданное в 1956 году.

1 Динамика разработки месторождения и основные производственно-технологические показатели

Разработка месторождения до 1996 г. на основании письма МНГП ведется по варианту с закачкой воды. Судя по общей обстановке в отрасли и учитывая степень извлечения запасов, можно полагать, что закачка раствора ПАА весьма проблематична и в будущем.

В настоящее время в Башнефть - Янаул ведутся работы по пересчету запасов с учетом изменений, произошедших после 1977г. На основе уточненной геологической основы и запасов в ближайшие годы будет составлен новый проект доразработки месторождения. Основным содержанием этого проекта, на наш взгляд, должны быть меры, направленные на доразработку запасов промежуточных пластов. Единственным реально осуществимым средством разработки этих пластов представляется формирование законченной системы разработки на каждой из них. Учитывая величину остаточных запасов и современное состояние разработки маломощных пластов, а также наличие большого фонда скважин, инфраструктуры и указанной проблемы. Это сложная задача, т. к. на большие затраты на заключительной стадии разработки трудно рассчитывать. Однако другого пути нет и эту проблему необходимо решать.

Изучение опыта проектирования разработки уникального по своей характеристике Арланского месторождения позволяет сделать следующие основные выводы:

до открытия Арланского месторождения опыт разработки залежей высоковязкой нефти имелся только по небольшому числу месторождений. Проектирование разработки Арланского месторождения, имеющего огромные размеры, сложное геологическое строение, представляло малоизученную проблему. Проектирование велось по отдельным площадям, частям единого месторождения. Опыт разработки показал, что такой принцип проектирования вполне приемлем и себя оправдал. Разработка отдельных площадей, как самостоятельных объектов эксплуатации, не привела к заметным осложнениям.

При проектировании разработки на начальной стадии в связи с высокой вязкостью нефти основным был вопрос о методе воздействия на продуктивные пласты. Практика разработки показала, что принятое решение было обоснованным. Заводнение пластов оказалось высокоэффективным способом и позволило достичь почти 45 % извлечения нефти, тогда как на естественном режиме извлекалось бы всего 15 - 20% запасов. В то же время были допущены просчеты. Не оправдали себя законтурное заводнение и разрезание рядами нагнетательных скважин залежей во всех пластах. Явно недооценена роль избирательного заводнения.

Большой ошибкой, приведшей к существенным затруднениям в выработке запасов промежуточных пластов, было решение об объединении сильно запоздали и в необходимой мере практически невозможны. Собственно, на Арланском месторождении при формировании объекта разработки в ТТНК была повторена ошибка, допущенная ранее на других многопластовых месторождениях. На Арланской же площади это ошибочное решение имело еще более ощутимые последствия.

С самого начала разработки месторождения была сделана принципиальная ошибка - допущено отсутствие зависимости нефтеизвлечения от плотности разбуривания. В Генсхеме был рассчитан завышенный коэффициент нефтеизвлечения (42 - 45%), недостижимый при запланированной плотности сетки скважин. В результате этой ошибки сетка скважин уплотнялась до примерно рациональной в течение всего периода разработки. Четко выявляется закономерность - постепенное наращивание фонда скважин при снижении проектного уровня добычи нефти.

В отчетном году из всех объектов разработки УДНГ ЦДНГ№3 добыто 1966,0 тыс. тонн нефти и отобрано 41625,8 тыс. тонн жидкости. По сравнению с предыдущим годом добыча нефти снизилась на 1262 тыс. тонн (-6,0%), а отборы жидкости выросли на 839,3 тыс. тонн (+2,1%). Падение добычи нефти обусловлено высокой выработкой начальных извлекаемых запасов основных объектов разработки. Рост жидкости связан с вводом в эксплуатацию высокообводненных нерентабельных скважин по постановлению правительства. В 2007 году таких скважин введено 280. Из них добыто 52,5 тыс. тонн нефти.

В декабре отчетного года суточная добыча нефти составила 5016 т/сут, по сравнению с декабрем месяцем 2006 года снизилась на 349 т/сут (-6,5%).суточный отбор жидкости в декабре отчетного года составил 121076 т/сут, относительно предыдущего периода 2006 года отбор жидкости увеличился на 9632 т/сут. Среднесуточный дебит на 1 скважину в 2002 году составил по нефти - 2,7 т/сут. В 2006 г. эти показатели составляли соответственно 3,0 и 58,0 т/сут.

Основной объем добытой нефти и отбора жидкости приходится на продуктивные коллекторы с терригенными отложениями нижнего карбона. Распределение добычи нефти и жидкости в абсолютных значениях и процента даются ниже.

Терригенные отложения:

2005г.

нефть - 1974т.тн или 94,4%;

жидкость - 40532,9т. тн или 99,4%;

2006 г.

нефть - 1845т. тн или 93,3%;

жидкость - 41343,6 т. тн или 99,3%;

Карбонатные отложения:

2007г.

нефть - 117,3 т. тн или 5,6%;

жидкость - 253,6 т. тн или 0,6%;

2008г.

нефть - 120,1т. тн или 6,1 %;

Из всех объектов добыто 207782,4 тыс. тонн нефти или 32,3 % от начальных извлекаемых запасов, при этом по терригенным отложениям основного объекта разработки отобрано 37,3% и 88,7% соответственно. По песчаникам нижнего карбона Южарланской площади, характеризующимся поздней стадией разработки и дающим 51,7% всей добычи по УДНГ, добыто от начальных балансовых - 43,1 % и от начальных извлекаемых запасов - 97,0%.нефти. Годовой темп отбора по УДНГ от начальных извлекаемых запасов составил - 0,8%, а от остаточных извлекаемых - 4,2 %.

2 Организационная структура НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча»

1. Производственно - технологический отдел

1.1. Служба подготовки и сдачи нефти

2. Геологический отдел

3. Отдел главного энергетика

4. Отдел главного механика

5. Отдел разработки

6. Административно - хозяйственный отдел

7. Отдел охраны труда, промышленной и экологической безопасности

8. Отдел анализа и планирования ГТМ

9. Отдел автоматизации и метрологии

10. Отдел информационных технологий и связи

11. Центральная инженерно-технологическая служба

12. Организация и сервис

13. ЮППД, ЮЦДНГ1, ЮЦДНГ2, ЮЦДНГ3, ЮЦДНГ4

14. АППД, АЦДНГ1, АЦДНГ2, АЦДНГ3, АЦДНГ4, АЦДНГ5, АЦДНГ6

15. Цех научно-исследовательских и производственных работ

16. ЦППН.

3 Анализ технико-экономических показателей предприятия, цеха

Оценка экономической эффективности разработки Арланского нефтяного месторождения проведена на основе анализа трех технологических вариантов. В первом варианте по бобриковскому горизонту предусматривается бурение 17 добывающих скважин. По фаменскому ярусу предусматривается бурение 5 добывающих скважин. По турнейскому ярусу планируется ввод в эксплуатацию 3 добывающих скважин с фаменского яруса. Вывоз продукции автотранспортом, предусматривается строительство автодороги - 7,5 км.

Второй вариант разработки месторождения в целом образован суммированием вторых вариантов разработки объектов. По бобриковскому горизонту во втором варианте рекомендуется бурение 11 добывающих, 6 нагнетательных, 1 водозаборной скважин и перевод 6 скважин под закачку. По второму варианту разработки фаменского яруса предусматривается бурение 3 добывающих, 2 нагнетательных, 1 водозаборной скважин и перевод 2 скважин под закачку. По второму варианту разработки турнейского яруса предусматривается ввод в эксплуатацию 4 скважин с фаменского яруса (3 добывающих и 1 нагнетательной) и перевод под закачку 1 добывающей скважины. Предусматривается строительство СУН и продуктопровода протяженностью 12,5 км.

Третий вариант разработки месторождения в целом образован суммированием третьих вариантов разработки бобриковского горизонта, фаменского и турнейского ярусов. В третьем варианте разработки бобриковского горизонта, дополнительно ко второму варианту, предусматривается применение МУН (организация циклической закачки с переводом под закачку 2 добывающих скважин, обработки добывающих скважин дисперсным кремнеземом, закачка реагента БП-92 и обработки скважин реагентами Полисил П-1 и Полисил ДФ). В третьем варианте разработки фаменского ярусов, дополнительно ко второму варианту, также предусматривается применение МУН (обработки скважин реагентами Полисил П-1 и Полисил ДФ, организация циклической закачки и обработки добывающих скважин дисперсным кремнеземом). На турнейском ярусе, дополнительно ко второму варианту, предусматривается проведение ГТМ в виде термообработок, обработки скважин реагентами Полисил П-1 и Полисил ДФ, организация циклической закачки.

4 Должностные обязанности и техническая документация мастера цеха

2.1 Общие положения

2.1.1 Мастер по исследованию скважин относится к категории руководителей.

2.1.2 Мастером назначается лицо, имеющее высшее профессиональное (техническое) образование и стаж работы на производстве не менее 1 года или среднее профессиональное (техническое) образование и стаж работы на производстве не менее 3-х лет. Назначение и освобождение от должности производится приказом директора Филиала ООО ««Башнефть-Добыча» (далее Филиал) по представлению начальника цеха и по согласованию с начальником УДНГ.

2.1.3 Непосредственно подчиняется заместителю начальнику цеха. Должен знать технологию производства, применяемое оборудование и инструменты по основной деятельности бригады. В своей деятельности руководствуется приказами директора филиала, распоряжениями начальника цеха, программой работы по цеху.

2.1.4 Мастер по является ответственным лицом за эксплуатацию трубопроводов, закрепленных за бригадой, соблюдение РД-39-132-94 в ЦДНиГ. (Практическое руководство по трубопроводам в ОАО «АНК «Башнефть».)

2.1.5 Мастер по исследованию скважин осуществляет свою работу в соответствии с "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности", "Положением о производственном контроле за соблюдением требований промышленной безопасности на опасных производственных объектах филиала, законодательством по ООС, коллективным договором, действующим законодательством о труде, законом об охране труда, правилами по охране труда, промышленной, пожарной и экологической безопасности, внутреннего трудового распорядка и настоящей инструкцией.

2.1.6 На время отсутствия мастера по исследованию скважин (командировки, отпуска, болезни и пр.) его обязанности исполняет лицо, назначенное в установленном порядке, которое приобретает соответствующие права и несет ответственность за надлежащее исполнение возложенных на него обязанностей.

2.2 Должностные обязанности

Главной задачей мастера по по исследованию скважин является обеспечение выполнения установленных заданий, обязательств по исследованию скважин при соблюдении требований промышленной безопасности, охраны труда, пожарной экологической безопасности, минимальных затратах и обеспечении сохранности вверенного имущества.

В соответствии с главной задачей мастер выполняет следующие обязанности:

2.2.1 Не допускает к работе лиц, не способных по своему состоянию выполнять трудовые обязанности (т.е. по состоянию здоровья и лиц в состоянии алкогольного и наркотического опьянения).

2.2.2 Ежедневно берёт у диспетчера данные отклонений от режимов работы скважин, выясняет причины и обеспечивает мероприятия по их устранению, контролирует соблюдение регламентов по подаче реагентов на скважинах

2.2.3 Своевременно доводит производственные задания и плановые показатели по расходу материалов, инструмента коллективу и отдельным рабочим в соответствии с утвержденными планами и графиками производства, контролирует их выполнение и ежедневно докладывает руководству цеха о ходе и выполненном объёме работ.

2.2.4 Обеспечивает рабочих необходимым оборудованием, транспортными средствами, инструментом и материалами. Принимает меры по предупреждению простоев рабочих и техники. Выявляет потребность в материалах, инструментах,

подает своевременно заявки на них начальнику цеха.

2.2.5 Контролирует выполнение работ сторонними строительными организациями, принимает от них выполнение работ по объёму и качеству. Производит прием и сдачу скважин для производства ПРС, КРС и наземного оборудования для ППР.

2.2.6 Постоянно использует технические возможности оборудования, обеспечивает рациональное расходование сырья, материалов, энергии, горючего. Правильно оформляет путевые листы.

2.2.7 Содействует развитию инициативы, развитию рационализации, своевременному внедрению рационализаторских предложений. Содействует внедрению новой техники, передовой технологии.

2.2.8 Принимает участие в разработке и выполнении мероприятий, направленных на повышение производительности труда, снижение трудоемкости, эксплуатационных затрат по бригаде.

2.2.9 Обеспечивает правильное и своевременное оформление документов по учету рабочего времени, материальных ценностей. Ведет учет выполнения дневных и месячных задании каждым рабочим.

2.2.10 Проводит работу по повышению своей квалификации, профессиональных знании за счет изучения новой техники и технологии, а также проводит работу по повышению уровня технических знаний рабочих.

2.2.11 Обеспечивает правильную организацию и безопасное ведение работ, эксплуатацию машин, оборудования, механизмов, инструментов, КИП и средств защиты и содержание рабочих мест в надлежащем состоянии.

2.2.12 Обеспечивает рациональное размещение материалов, запасных частей, деталей, инструментов, приспособлений на рабочих местах, их хранение, не допускает загроможденности, захламленности проходов и проездов.

2.2.13 Руководит работами с условиями труда повышенной опасности по заранее разработанным планам, проектам организации труда или по нарядам-допускам.

2.2.14 Обеспечивает соблюдение рабочими правил трудовой и производственной дисциплины, правил безопасности, инструкций по безопасному ведению работ, технологических режимов и регламентов, работ, применение ими безопасных приемов труда. Не допускает работы на неисправном оборудовании и применение рабочими неисправных инструментов, приспособлений. Принимает меры по прекращению работ, остановке оборудования в случае угрозы здоровья и жизни работающих.

2.2.15 Регулярно (по графику) проверяет состояние рабочих мест, правильность эксплуатации оборудования механизмов, приспособлений и инструментов, вентиляционных систем и установок, нормальной освещенностью рабочих мест, следит за наличием и исправным состоянием оградительных и предохранительных устройств, устройств автоматического контроля и сигнализации за состоянием рабочих мест, за пользованием и правильным применением рабочими средств индивидуальной защиты. Принимает меры по устранению выявленных замечании.

2.2.16 В установленные сроки выполняет запланированные мероприятий по обеспечению безопасности производства и улучшению условии труда.

2.2.17 Регулярно информирует руководство цеха о состоянии условий труда на объектах, проделанной работе по охране, улучшению условий труда, выполнении приказов и распоряжений руководства филиала

2.2.18 Проводит инструктажи рабочих по безопасным методам работы. При выдаче рабочим задания на выполнение работ повышенной опасности (работы по наряд - допуску) проводит с ними специальный инструктаж и проверку знании требовании безопасности. При необходимости разъясняет рабочим требования правил и инструкции с показом рациональных и безопасных приемов работ.

2.2.19 Участвует в разработке и пересмотре инструкций по безопасному

ведению работ, вносит руководству цеха предложения об изменении и дополнении инструкций.

2.2.20. Обеспечивает наличие на объектах, рабочих местах инструкций, плакатов знаков безопасности, предупредительных надписей и других средств наглядной агитации и пропаганды.

2.2.21 При несчастном случае на производстве, немедленно организует оказание первой помощи пострадавшему и при необходимости доставку его в медицинское учреждение, сообщает руководству цеха, о происшедшем несчастном случае, принимает меры по сохранению обстановки на рабочем месте и состояния оборудования таким, которыми они были в момент происшествия (если это не угрожает жизни и здоровью окружающих людей и не приведет к аварии). В случае невозможности ее сохранения зафиксировать сложившуюся обстановку (схемы и т.п.).

2.2.22 Обеспечивает соблюдения рабочими правил охраны недр и окружающей среды.

2.2.23 При обнаружении выхода воды или нефти на поверхность, выясняет причины, принимает меры по их устранению, срочно сообщает о выходе воды или нефти, размерах загрязнения требуемых объёмах работ и необ-ходимой технике руководству цеха.

2.2.24 Участвует в расследовании аварий и инцидентов, составляет акты аварии, связанные с потравами земель, лесов, водоемов.

2.2.25 Ведет постоянный контроль за соблюдением охранных зон для скважин и промысловых коммуникаций от несогласованных застроек и своевременно информирует об этом руководство цех.

2.3 Права

Мастер имеет право:

2.3.1 Требовать от руководства цеха своевременного обеспечения инструментом и материалами, транспортом, необходимой технической документации и плановых заданий необходимыми для производства работ.

2.3.2 Запрещать производство работ в случае нарушения правил

промышленной, экологической, пожарной безопасности, наличия угрозы аварий или несчаного случая с обслуживающим персоналом и вносить руководству цеха предложения о привлечения к ответственности лиц, нарушающих правила промышленной безпаности и внутреннего трудового распорядка.

2.3.3 Участвовать в разработке производственных планов и мероприятий по повышению эффективности производства.

2.3.4 Ходатайствовать о поощрении отдельных рабочих за примерное выполнение своих трудовых и активную работу по охране труда и окружающей среды.

2.3.5 Принимать участие в приеме рабочих, в тарификации работ, в присвоении квалификационных разрядов рабочим.

2.3.6 Подписывать и визировать документы в пределах своей компетенций.

2.4 Ответственность

Мастер несёт ответственность за:

2.4.1 Ненадлежащее исполнение или неисполнение своих должностных обязанностей, предусмотренных настоящей должностной инструкцией, в пределах, определенных действующим трудовым законодательством РФ.

2.4.2 Правонарушения, совершенные в процессе осуществления своей трудовой деятельности, в пределах, определенных действующим административным, уголовным и гражданским законодательством РФ.

2.4.3 Причинение материального ущерба - в пределах, определенных

действующим трудовым и гражданским законодательством РФ.

5 Квалификационные обязанности по рабочей профессии в цехе

1 Общие требования безопасности.

1 К работе в качестве операторов по исследованию скважин допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинский осмотр, соответствующее обучение и инструктаж по безопасному ведению работ и проверку знаний и имеющие Й квалификационную группу по электробезопасности.

2 Работы по исследованию скважин должны производиться не менее, чем двумя операторами, один из которых назначается старшим.

3 Оператор по исследованию скважин перед непосредственным допуском к работе должен пройти вводный инструктаж, инструктаж на рабочем месте, стажировку у другого, более опытного оператора и проверку знаний.

4 Оператор по исследованию скважин через каждые 3 месяца должен проходить повторный инструктаж по безопасному ведению работ и не реже одного раза в год-проверку знаний.

5 При внедрении новых приборов, новых видов исследований, а также при введении в действие новых правил и инструкций по охране труда или в случае привлечения к несвойственным ему работам он должен пройти дополнительное обучение или инструктаж.

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

а) после обучения, вызванного изменением технологического процесса, внедрением новых видов оборудования и механизмов, введением в действие новых правил по охране труда;

б) в случае нарушения правил и инструкций по охране труда;

в) по требованию или расположению руководителей предприятия, органов Госнадзора, при обнаружении факта недостаточного знания рабочими правил и инструкций по охране труда;

7 Оператор по исследованию скважин должне иметь все положенные ему по нормам и правилам защитные средства, обеспечивающие безопасность работы и во время работы должен пользоваться ими.

8 Эксплуатация неисправных механизмов, инструментов, приборов, приспособлений, пользование неисправными средствами индивидуальной защиты, а твкжк работа при снятых или неисправных ограждениях запрещается.

9 запрещается перевозить в кузове неукрепленные предметы и горючие вещества, а также посторонние предметы, несвязанные с исследовательскими работами.

10 При силе ветра 15м/с и более, во время сильного ливня, грозы, снегопада и туманас видимостью менее 50 м проведение исследовательских работ запрещается.

11 Операторы по исследованию скважин перед выездом на скважины должны проследить, чтобы исследовательская машина была снабжена огнетушителем, медицинской аптечкой, кузов - звуковым сигналом и хорошо освещен, сходные лестницы кузова должны быть исправны, все окна застеклены. а также проверить и привести в порядок спецодежду и другие средства индивидуальной защиты.

12 Принимать меры к немедленному устранению причин и условий, препятствующих к номральному производственному процессу. В случае простоя или аварии немедленно сообщать о случившимся администрации.

13 Содержать свое рабочее место, оборудования, приспособления и передавать их в порядке, чистоте и исправном состоянии, а также соблюдать чистоту в цехе и на территории предприятия.

14 Эффективно использовать исследовательские машины и другое оборудование, бережно относиться к инструментам, измерительным приборам, спецодежде и другим предметам, выдаваемым в пользование работникам, экономно и рационально расходовать сырье, материалы, энергию, топливо и другие материальные ресурсы.

15 Немедленно извещать своего непосредственного или вышестоящего руководителя о любой ситуации, угрожающей жизни и здоровью людей о каждом несчастном случае, о происшедшем на производстве, или об ухудшении состояния своего здоровья.

16 Пуск и остановку скважин в процессе проведения исследований необходимо производить в диэлектрических перчатках.

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

18 При несчастном случае очевидец (при возможности и сам посторадавший) должен немедленно оказать первую помощь, вызвать скорую медицинскую помощь, сообщить об этом мастеру или лдному из руководителей цеха.

19 За невыполнение требований настоящей инструкции оператор по исследованию скважин несет ответсвенность в установленном законом порядке.

2 Требования безопасности перед началом работы

1 Старший оператор по исследованию скважин обязан обратить внимание на следующее:

а) в качестве заземлителя дл электрооборудования глубиннонасосной установки должны использоваться кондуктор или техническая колонна скважины. Кондуктор (техническая колонна) должен быть связан с рамой станка качалки не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками, приваренными в разных местах к кондуктору и раме.

Сечение прямоугольного проводника должно быть не менее 48 мм, толщина стенок угловой стали не менее 4 мм, диаметр круглых заземлителей - 10 мм. Заземляющие проводники, соединяющие раму станка-качалки с кондуктором, должны быть заглублены в землю не менее чем на 0.5 м. В качестве заземляющих проводников может применяться сталь: круглая, полосовая, угловая или другого профиля. Применение для этих целей стального каната не допускается. Соединения заземляющих проводников должны быть доступны для осмотра;

б) при установке электродвигателя на поворотных салазках он должен быть заземлен гибким стальным проводником сечением не менее 35 ммІ;

в) площадка для обслуживания жлектропривода СКН и пускового устройства должна быть общей и иметь металлический пол или неметаллический, но уложенные на металлическое основание; при этом пол или основание приваривается к заземленной раме СКН не менее чем в четырех местах;

г) корпус пускового устройства при установке его на деревянной опоре соединяется с металлическим полом с помощью стального проводника сечение не менее 35 ммІ, а при установке на металлической опоре или конструкции последняя приваривается к полу не менее чем в двух местах; при этом должен быть обеспечен надежный контакт корпуса с металлической конструкцией;

д) остановку станка-качалки произвести переключением с автоматического пуска на ручной пуск и поставить на ручной тормоз, а на пусковом устройстве вывесить плакат:“Не включать - работают люди”;

е) оперативное переключение персонал должен производить в диэлектрических перчатках.

2 Площадка вокруг устья скважины должна быть исправна, не замазучена, не загромаждена какими-либо предметами.

3 Верхний торец устьевого сальника должен возвышаться над уровнем площадки не более чем на 1 м.

4 При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески сальникого штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть не менее 20 см.

5 Перед началом глубинных исследований оператор должен потребовать от цеха, эксплуатирующего скважину или производящего ремонт данной скважины, акт готовности скважин к проведению исследований, в котором указывается:

а) конструкция скважины;

б) диаметр и глубину спуска эксплуатационной колонны;

в) наличие НКТ, диаметр и глубина спуска;

г) наличие и место установки специального оборудования (крестовина, заглушка, воронка и т.д. и т.п.);

д) состояние забоя и наличие посторонних предметов.

-монтаж головки манометра к проволоке производить перед каждым спуском.

-автолаборатория с лебедкой для глубинных исследований с приводом от мотора автомобиля должна устанавливаться:

а) с наветренной стороны на расстоянии не менее 25 м. от устья скважины;

б) по отношению к центру скважины так, чтобы оператор, управляющий лебедкой, видел устьевой фланец скважины с роликом или лубрикатором;

в) так чтобы плоскость вращения направляющего ролика, укрепленного на устьевом фланце или лубрикаторе, была перпендикулярна оси барабана лебедки и проходить через середину барабана.

- перед включением мехаического привода лебедки необходимо чтобы рукоятка была выдвинута в крайнее, правое положение.

Для глубинных измерений в работающих фонтанных и компрессорных скважинах возле устьевой арматуры должна быть подготовлена рабочая площадка.

Перед установкой на скважину лубрикатор подвергается гидравлическому испытанию на давление, ожидаемое на устье скважины. После установки и перед каждой операцией лубрикатор необходимо проверить на герметичность постепенным повышением давления продукции скважины.

6 Перед началом замера устьевого давления на нагнетательной скважине манометром Микон-207 оператор должен:

а) согласовать с геологом цеха ППД для исследования нагнетательной скважины;

б) проверить:

-состояние устьевого оборудования нагнетательной скважины(исправность задвижек, укомплектованность шпилек, наличие пропусков, состояние обволовки);

- наземного оборудования на нефтяных скважинах расположенных рядом с исследуемой нагнетательной скважиной.

7 К эксплуатации допускаются технически исправные комплекты приборов «МИКОН».

8 Замена аккумуляторов или батарей в отсеке автономного источника питания блока регистрации должна производиться вне взрывоопасной зоны.

3 Требования безопасности во время работы

1 Категорически запрещается перемещать рукоятку в крайнее левое положение (выдвигать вовнутрь) при включенном механическом приводе и включенном фрикционном сцеплении.

2 Не разрешается поправлять проволоку рукой при работе лебедки.

3 Оператор не имеет права передавать управление лебедкой посторонним лица не прошедшим специальной подготовки.

4 Нахождение посторонних лиц вблизи работающей лебедки не допускается.

5 Глубинные измерения в работающих фонтанных и компрессорных скважинах допускаются только при помощи специального лубрикатора, оборудованного самоуплотняющимися сальником, отводом с трехходовым краном и манометром.

6 Для глубинных измерений в работающих фонтанных и компрессорных скважинах возле устьевой арматуры должна быть подготовлена рабочая площадка.

7 Через отвод с вентилем или другим запорным устройством давление в лубрикаторе должно быть снижено до атмосферного.

8 Оставшиеся 100 м подъема инструментов, приборов и аппаратов, спущенных в скважину на кабеле или проволоке, должны производиться на пониженной скорости 0.5 м/сек. Для определения момента перехода на пониженную скорость на кабеле (проволоке) должна быть сделана хорошо видимая метка. последние 50 м подъема инструмента производятся вручную.

9 Перед подъемом глубинного прибора из скважины вручную необходимо включить храповое устройство.

10 При работающем двигателе лебедку для глубинных измерений запрещается регулировать, ремонтировать.

11 С целью предотвращения обрыва проволоки от образования «Жучков» и оставления прибора в скважине, спуск и подъем приборов должен производиться плавно без рывков при этом скорость спуска и подъема не должна превышать 2м/сек при исследовании по колонне и 0.8 м/c при исследовании через затрубное пространство.

12 При прохождении прибором мест повреждения колонн, переходов труб с одного диаметра на другой, уступов, интервала перфорации, спуск подъем приборов производится на пониженных скоростях.

13 Запрещается пробивать прибором при спуске его в скважину встречающиеся эмульсионные и парафиновые пробки. В этих случаях спуск приостанавливается, прибор извлекается из скважины, и спуск может быть повторен только после ликвидации препятствий. При спуске и подъеме глубинного прибора запрещается походить к кабелю или проволоке и браться за него руками.

14 Спуско-подъемные операции следует проводить с применением лебедки с гидроприводом, обеспечивающим вращение барабана с канатом в любых желаемых диапазонах скоростей с фиксированной нагрузкой на канат(проволоку).

15 Работа с проволокой: присоединение и отсоединение приборов, рубка проволоки должна производиться в рукавицах. Стальная проволока, применяемая для глубинных исследований, должна быть цельной, без скруток и сращивания, а длч работы с содержанием сероводорода более 6 % - выполнена из материала, стойкого к сероводородной коррозии.

16 Исследование разведочных и эксплуатационных скважин в случае отсутствия утилизации жидкого продукта запрещается.

17 Глубинные измерения по межтрубному пространству глубинно-насосных скважин допускаются только при помощи специального устьевого ролика и сальника.

18 При отказе счетчика подъем прибора призводить вручную, включив храповое устройство.

19 При исследовании скважин на КВД спуск прибора в скважину производить до работы компрессора и только через лубрикатор, установленный на буферную задвижку.

20 При отсутствии воронки на конце подвески НКТ, ниже подвески прибор спускать запрещается.

21 При оставлении прибора в скважине, установить зажим на скребковую проволоку перед головкой лубрикатора.

22 Оставшуюся проволоку на барабане лебедки вымотать на штыри, вбитые в грунт и обозначить флажками.

23 При отборе пробы жидкости следует отбирать только через специальный пробоотборный кран, снабженный отводом или шлангом.

24 При отборе проб необходимо стоять с наветренной стороны, держа бутыль в левой руке, осторожно открывать вентиль пробоотборного краника.

25 бутылки с пробами должны быть герметично закрыты.

26 При отборе глубинным пробоотборником должны быть соблюдены следующие требования:

а) производить сборку и разборку только ключами, приложенными к пробоотборнику;

б) после отсоединения камеры от реле пробоотборника необходимо установить на шток клапана камеры предохранительный колпак;

в) прочищать и смазывать наружную поверхность резьбы реле пробоотборника;

г) камеры пробоотборника необходимо укладывать в специальный футляр.

4 Динамометрирование с механическим прибором ИКГН-1

1 При проведении работ по снятию динамограмм с помощью индикатора контроля глубинных насосов необходимо соблюдать следующие требования:

а) СКН должны быть обеспечены стандартными канатными подвесками ПКН-5 (ПКН-10), позволяющими производить работу без подвески колонны штанг на устье скважины с помощью штангодержателя;

б) установку динамографа производит старший оператор, а оператор останавливает и затормаживает СКН;

в) запрещается провертывать шкив редуктора вручную и тормозить его путем подкладывания трубы, лома или других предметов в спицы;

г) если высота траверсы подвески от площадки более 1.8 м, то для нормального ведения работ использовать подставки или переносные лестницы. Не допускается установка динамографа стоя на устьевой арматуре;

д) включенный в подвеску динамограф следует прикрепить к канатной подвеске цепочкой, что предотвращает возможность падения прибора при внезапной остановке полированного штока вследствии заклинивания плунжера глубинного насоса;

е) при разведении траверс подвески с помощью винтовых втулок и при зажатии корпуса месдозы динамографа, следует следить за равномерностью перемещения траверс, не допуская их перекосов;

ж) поверхности траверс канатной подвески в месте установки корпуса месдозы динамографа должны быть тщательно очищены от нефти и грязи;

з) во избежание выскакивания корпуса месдозы его следует вставлять между траверсами канатной подвески так, чтобы полированный шток не доходил до конца паза в корпусе месдозы;

и) запись динамограмм производися оператором, который во время записи не должен находиться под головкой балансира и напротив канатной подвески;

к) запрещается при работающем СКН производить надевание на ролик динамографа соскочившего шнура, заправку пера самописца чернилами. Для проведения этих работ СКН должна быть остановлена;

л) после производства динамометрирования старший оператор лично проверяет состояние устья скважины, правильность сочления канатной подвески с полированным штоком, убирает с СКН все инструменты, убеждается в отсутствии людей у движущихся частей оборудования, дает сигнал о пуске, освобождает тормоз редуктора и производит запуск СКН в работу.

5 динамометрирование с накладным датчиком «МИКОН-101»

1 При проведении регистрации динамограммы накладным датчиком оператор по исследованию скважин обязан:

а) при переносе датчика из теплой кабины автомобиля на открытый воздух с температурой -20° С необходимо провести температурное выравнивание датчика динамографа на не менее 5 минут;

б) соединить с помощью кабеля блока регистрации и датчик динамометра;

в) остановить станок-качалку вблизи мертвой точки;

г) очистить от грязи место под установку датчика на нерабочей части штока ниже траверсы и установить датчик;

д) включить прибор, первые две секунда после включения питания происходит тестирования датчика, сопровождающееся последовательным включением всех светодиодов.

2 Не затягивать зажимной винт, если не горят светодиоды или при этом все светодиоды на датчике мигают. Следует проверить правильность подключения датчика к блоку регистрации и заряд аккумуляторов в блоке регистрации.

3 Не допускать ударов датчика.

6 Техника безопасности и правила эксплуатации устройств приема акустических сигналов для определения уровня в нефтяных скважинах

1 Для определения уровня жидкости в нефтяных скважинах оператор по исследованию обязан:

а) проверить наличие газа в затрубном пространстве частичным закрытием задвижки;

б) устройство приема акустических сигналов (далее по тексту - УПАС) завинтить на патрубок затрубной арматуры без перекосов, до упора;

в) окончательный доворот на угловом вентиле обязательно производить ключем или трубным ключем;

г) после закрепления УПАС открытие углвого вентиля производить плавно.

2 Запрещается при подаче акустического сигнала на скважинах с избыточным давлением находиться по направлению выброса газа в секторе, ограниченным углом 45 градусов.

3 При подключении УПАС к устьевой арматуре запрещается производить монтаж в случае если:

а) неисправна или загрязнена твердыми нефтяными отложениями резьба на устьевой арматуре в месте подключения;

б) не полностью закрыто, либо неисправно (пропускает газ) крановое (вентильное) разъединяющее затрубное пространство с атмосферой.

7 Правила безопасности при работе устьевым манометром МИКОН-207 на нагнетательных скважинах

1 При исследовании нагнетательных скважин оператор по исследованию обязан:

а) снять заглушку со сливной задвижки;

б) установить фланец с игольчатым краном на сливную задвижку на 8 шпиле;

в) установить устьевой манометр на фланец с игольчатым краном;

г) подключить устьевой манометр МИКОН -207 нажатием комбинацией двух кнопок;

д) открыть сливную задвижку;

е) закрыть концевую задвижку и повесить плакат «Скважина на исследовании»;

ж) сообщить в диспетчерскую службу цеха ППД, что скважина остановлена на исследование.

2 После исследования скважин оператор лично проверяет устье скважин, открывает задвижку и сообщает в диспетчерскую ППД, что скважину запустил в работу.

8 Требования безопасности в аварийных ситуациях

1 В плане действий в аварийной ситуации по ликвидации последствий аварий или инцидентов устанавливается порядок оповещения, прибытия, действия аварийной бригады и другого обслуживающего персонала, перечень необходимого имущества и инструмента и технология их использования в процессе ликвидации последствий аварий и инцидентов.

2 Работа должна быть прекращена в случаях:

- заклинания спускаемого глубинного прибора;

- выхода из строя счетчика оборота;

- обнаружение пропусков в лубрикаторе;

- отключение электроэнергии в скважинах ШГН во время динамометрирования с механическим прибором ИКГН-1 и накладным датчиком снимать приборы запрещается.

3 Работы можно возобновить только после полного устранения аварийной ситуации.

9 Требования безопасности по окончании работ

1 После окончания работы оператор по исследованию скважин обязан:

а) почистить и уложить в ящик инструменты, приборы закрепить в гнездах хомутами;

б) вымыть руки с мылом;

в) обо всех недостатках обнаруженных во время работы известить своего непосредственного руководителя.

Технология отбора глубинных проб нефти в колонне НКТ

Процесс подготовки скважин к отбору глубинных проб определяется состоянием пластовой нефти на забое скважины и в пласте. Встречаются три различных условия:

Забойное давление выше давления насыщения. Скважина не требует предварительной подготовки перед отбором проб. При этих условиях отобранная проба будет соответствовать пластовой.

Забойное давление ниже давления насыщения, а давление на контуре питания, т.е. на половине расстояния между скважинами, выше давления насыщения. Разгазирование нефти происходит только в призабойной зоне скважин. Подготовка скважины к отбору проб пластовой нефти сводится к переводу ее на режим работы с минимальным отбором жидкости. Исследованиями установлено, что время, потребное для подхода к скважине представительной пластовой нефти, составляет несколько суток (в зависимости от свойств жидкостей и коллектора):

· для высокопродуктивных скважин (выше 0,5т/сут/ат) не более1-2 суток;

· средне продуктивных (от 0,2 до 0,5т/сут/ат) - 2-4 суток;

· малопродуктивных (до 0,2т/сут/ат) - 4-5 суток.

Забойное давление значительно ниже давления насыщения. Разгазирование нефти охватило всю зону дренирования скважины. Изменение режима работы скважин не приводит к изменению состояния нефти. В этом случае отбор представительной пластовой нефти невозможен. Время, необходимое для подхода к скважине представительной пробы, может составить несколько месяцев и более.

Глубинные пробы отбираются в зоне однофазного состояния. Условием отбора представительной пробы является нахождение пробоотборника выше линии водонефтяного раздела (ВНР). Давление отбора проб должно быть больше или равно давлению насыщения. Количество отбираемых проб нефти из одной скважины должно быть не менее трех. Пробы считаются представительными, если физико-химические характеристики не менее чем по двум пробам окажутся идентичными.

Отбор глубинных проб в скважинах проводится глубинным пробоотборником с извлечением и без извлечения НКТ. В последнем случае, если позволяет конструкция скважины (наличие эксцентричной планшайбы и кривизна ствола скважины менее 15-20є) глубинные пробы отбираются через затрубное пространство с помощью малогабаритных глубинных пробоотборников.

Используемое оборудование: Пробоотборник глубинный ПГС-38, ВПП-300

1. Последовательность выполнения работ при отборе глубинных проб нефти с извлечением НКТ:

· поднять глубинно-насосное оборудование;

· отбить статический уровень;

· оборудовать устье под спуск пробоотборника;

· произвести замер пластового давления глубинным прибором, произвести отбор пробы с глубины замера пластового давления;

· определить ВНР с помощью желонки или поинтервальным замером давления с точностью до 50 метров; отобрать пробы желонкой на удельный вес нефти и воды выше и ниже ВНР (не менее 3-х с разных глубин);

· подготовить глубинный пробоотборник, проверить на герметичность камеры приема пластовой жидкости и настройку реле с электроприводом;

· привести глубинный пробоотборник в рабочее состояние;

· спустить его и отобрать глубинную пробу с глубины, выше ВНР на 50 метров;

· выдержать их на заданной глубине в течении 20-30 минут в зависимости от удельного веса нефти (чем больше удельный вес, тем больше держать) так как в камере должно произойти полное замещение воздуха нефтью;

· поднять камеры;

· для достоверности полученных проб необходимо отобрать не менее 3 проб с заданной глубины.

При отборе глубинных проб с извлечением НКТ используется, в основном, пробоотборник ВПП-300.

При отборе глубинных проб на фонтанирующих скважинах на устье необходимо установить лубрикатор и рабочую площадку.

2. Последовательность выполнения работ при отборе глубинных проб нефти без извлечения НКТ:

· поднять глубинно-насосное оборудование;

· поднять НКТ;

· пропарить НКТ;

· спустить НКТ до верхнего интервала перфорации (желательно заглушка с фильтром);

· отбить статический уровень;

· определить ВНР с помощью желонки или поинтервальным замером давления с точностью до 50 метров; отобрать пробы желонкой на удельный вес нефти и воды выше и ниже ВНР (не менее 3-х с разных глубин);

· замерить температуру и давление на глубине отбора пробы;

· подготовить глубинный пробоотборник: проверить на герметичность камеры приема пластовой жидкости и настройку реле;

· привести глубинный пробоотборник в рабочее состояние;

· произвести спуск пробоотборника на глубину выше ВНР на 50 м;

· выдержать 20 минут;

· произвести подъем пробоотборника;

· оценить качество отобранной пробы; для оценки представительности отобранной пробы существует специальное устройство, которым определяется сохранность давления в камере;

· для достоверности полученных проб необходимо отобрать не менее 3 проб с заданной глубины.

При отборе глубинных проб без извлечения НКТ используется, в основном, пробоотборник ПГС-38, но при его спуске категорически запрещается до спуска его на необходимую глубину проводить подъемные операции, так как при подъеме срабатывает механизм зацепа: клапаны камеры закрываются и отбор пробы производиться не с заданной глубины.

10 Новые технологии применяемые в цехе

Уровнемер СУДОС - автомат 2 мастер (далее уровнемер) предназначен для оперативного контроля уровня жидкости в добывающих нефтяных скважинах.

Уровнемер обеспечивает контроль статистического и динамического уровня, автоматическую регистрацию кривых падения и восстановления уровня, автоматическую регистрацию давления газа в затрубном пространстве на устье скважины.

При контроле уровня используется метод волнометрированияю. Рабочий процесс максимально автоматизирован. После генерации акустического импульса электромагнитным или ручным клапаном, прохождения акустического сигнала по стволу скважины, отражение его от уровня жидкости и возвращения на устье, сигнал усиливается и записывается в память давление гза в затрубном пространстве. Пр анализе и обработке записанной информации определяется уровень жидкости в скважине, который отображается на индикаторе и автоматически сохраняется в энергонезависимой памяти прибора. Рабочий процесс полностью автоматизирован, при использовании электромагнитного клапана. Сохранена возможность работы с ручным клапаном, позволяющая экономить энергию аккумлятора, использовать шариковую насадку и генератор акустических импульсов (ГАИ) для работы при нулевом затрубном давлении.

Все цеха (НГДУ"Арланнефть") ООО "Башнефть - Добыча" за сентябрь 2010 года добывающий фонд

№	№ скв./куст	Объект учета	вскрытые интервалы перфорации	Месторождение	Вид ГТМ	Выполненные работы
1	2	3	4	5	6	7
Й	ввод новых	скважин
1	2753			Арланское	Новые из бурения
2	2710	стул+боб+рад		Арланское	Новые из бурения
3	97			Тепляковское	Новые из бурения	ввод из бурения. Монтаж СКН, в/л, АГЗУ,ВЛ.
				Итого	3
ЙЙЙ	ввод из	бездействия	с прошлых	лет
4	1294	Скаш	820-822,6	Арланское	ввод из бездействия с прошлых лет
5	6162	стул+боб+рад	1321,6-1323; 1324-1327,4; 1335,6-1338,2; 1339,6-1340,4	Арланское	ввод из бездействия с прошлых лет	Спуск ГНО, поинтервальная опрессовка НКТ, промывка до забоя;
6	5391	стул	1273,2-1277,2; 1298-1300,4	Арланское	ввод из бездействия с прошлых лет	отключение СЙЙ. повторная перфорация СVIO. пуск из бездействия
V.	Переход на	другой объект	или	приобщение
7	6071	Скаш	822-826,8; 830,8-838,4	Арланское	Переход на вышележащий объект	откл.ТТНКцементом,перевод на Спд,Скаш,ПСКО,
8	1903	стул+боб+рад	1500-1505,6	Арланское	Переход на вышележащий объект
9	7728	Скаш	864,8-869,6;874,4-877,6	Арланское	Переход на вышележащий объект	откл.ТТНК(песок+цем.мост), переход на П-З в инт. 864,8-869,6м, 874,4-877,6м,
10	6295	стул+боб+рад	870-874	Арланское	Переход на вышележащий объект	Переход на Скаш2, комп.
11	6116	стул+боб+рад	1440-1444,7	Арланское	Переход на вышележащий объект
12	287	стул+боб+рад	1226,4-1228; 1231,6-1233,2	Арланское	Переход на вышележащий объект	откл.ТТНК и переход на Скш(инт:827,6-834м)
13	233	стул+боб+рад	1348-1349	Арланское	Приобщение нового пласта	откл.СVI
14	7194	стул+боб+рад	1368,8-1370,4;	Арланское	Приобщение нового пласта	отклCII,CIII пакером
15	7307	Скаш	776-779,2;	Арланское	Приобщение нового пласта	приобщение ПЗ 800-802.8м
16	858	Скаш	802,8-812,4	Арланское	Приобщение нового пласта
17	2984	стул+боб+рад	1330,2-1332,5;	Арланское	Приобщение нового пласта
18	5548	Сбоб+рад	1403,6-1405,2	Арланское	Приобщение нового пласта
19	16	Стул	1543,8-1548,4;	Биавашское	Приобщение нового пласта	ПТСК понижением уровня
20	11	Сбоб+рад	1835,6-1838,4; 1845,6-1846,6	Кунгакское	Приобщение нового пласта	отбор глубинных проб. приобщение пластов CV,CVIO
				Итого	14
VII	Оптимизация	подземного	и/или	наземного	оборудования
21	2042	стул+боб+рад	1298,4-1300	Арланское	Перевод с УШГН на УЭПН
22	2015	стул+боб+рад	1347,2-1348,2	Арланское	Перевод с УШГН на УЭПН
23	5526	стул	1321,2-1324,8	Арланское	Перевод с УШГН на УЭПН	Смена В44*ЭЦН-80/1200
24	4369	стул+боб+рад	1288,2-1290,2	Арланское	Перевод с УШГН на УЭПН
25	4368	стул+боб+рад	1254,8-1265,5	Арланское	Перевод с УШГН на УЭПН
26	3884	стул+боб+рад	1240,8-1246,4	Арланское	Перевод с УШГН на УЭПН
27	5230	стул+боб+рад	1217,2-1221	Арланское	Перевод с УШГН на УЭПН
28	4961	стул+боб+рад	1245,6-1252	Арланское	Перевод с УШГН на УЭПН	Смена НН-67 на ЭЦН-125
29	2081	стул+боб+рад	1383,6-1388	Арланское	Перевод с УЭПН на УШГН, УШВН
30	4940Д	стул	1380,6-1385	Арланское	Перевод с УЭПН на УШГН, УШВН	Смена УЭДН 5 на НВ-32
31	4088	стул+боб+рад	1291,6-1292,8	Арланское	Оптимизация производительности УЭЦН	Смена ЭЦН160 *ЭЦН250
32	5875	стул	1203,6-1210,8	Арланское	Оптимизация производительности УЭЦН	смена Э-250/1400*Э-400/1000
33	5866	стул	1238-1245,6	Арланское	Оптимизация производительности УЭЦН	смена Э125/1200*Э160/1000
34	11344Г	Скаш	912-1221	Арланское	Оптимизация производительности УШГН,УШВН	смена НВ32*НН44
35	7917	стул+боб+рад	1309,2-1312,8	Арланское	Оптимизация производительности УШГН,УШВН	смена НВ-27*НН-44
36	11	Dкын	2039,6-2043	Тепляевское	Оптимизация подвесок НКТ и штанг	углубление подвески насоса до глубины 1941м.
				Итого	16
IX.	РИР
37	2859	Скаш	801,2-804	Арланское	Ремонтно-изоляционные работы пласта	устранение заколонного перетока цем.заливкой
38	659Б	стул+боб+рад	1369,6-1370,8	Арланское	РИР пласта	Закачка смолы в пласт C-II
39	327	стул+боб+рад	1247,2-1254	Арланское	РИР пласта	Отключение пласта C-IV+V
40	372	стул+боб+рад	1248,4-1252,6	Арланское	РИР пласта	закачка ,,Резойл,,
41	6030	стул+боб+рад	1348,8-1350	Арланское	РИР пласта	опрес.цем.колонны
42	7463	стул+боб+рад	1320,4-1321,6	Арланское	РИР пласта	Откл. CVI
43	7818	стул+боб+рад	1345,2-1348,4	Арланское	РИР пласта	селективная изоляция пластов смолой ,,Резойл К-1,,
44	3127	стул+боб+рад	1278,4-1280,6	Арланское	РИР пласта	Откл. ТТНК
45	3721	Стул	1230,4-1233,6	Арланское	РИР пласта
46	5807	Стул	1267,2-1270,2	Арланское	РИР пласта	раздельное опробование, по р-там откл-ия обводненного пласта
47	7187	стул+боб+рад	1400-1403,4	Арланское	РИР негерметичности ЭК

Подобные документы

• Анализ разработки нефтегазового месторождения

  Геологическая характеристика Хохряковского месторождения. Обоснование рационального способа подъема жидкости в скважинах, устьевого, внутрискважинного оборудования. Состояние разработки месторождения и фонда cкважин. Контроль за разработкой месторождения.
  
  дипломная работа [2,9 M], добавлен 03.09.2010
  

• Детализация геологического строения и рекомендации по доразведке Сосновского нефтяного месторождения

  Геологическая характеристика Сосновского месторождения, тектоника и нефтегазоносность. Анализ структуры фонда скважин, технологические показатели разработки и эксплуатации; пластовое давление в зонах отбора и закачки; выработка запасов нефти из пластов.
  
  дипломная работа [3,0 M], добавлен 22.04.2013
  

• Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

  Характеристика пластовых флюидов. Состояние разработки месторождения. Методы вскрытия продуктивного пласта. Техника и технология гидропескоструйной перфорации. Анализ технологической эффективности проведения ГПП на скважинах Смольниковского месторождения.
  
  дипломная работа [3,8 M], добавлен 11.03.2017
  

• Реконструкция Южно-Ягунского месторождения

  Исследование системы сбора и сепарации нефти до и после реконструкции месторождения. Способы добычи нефти и условия эксплуатации нефтяного месторождения. Гидравлический расчет трубопроводов. Определение затрат на капитальный ремонт нефтяных скважин.
  
  курсовая работа [1,8 M], добавлен 03.04.2015
  

• Регулирование процесса разработки XIII пласта нефтяного месторождения Эхаби

  Анализ текущего и выдача рекомендаций по регулированию процесса разработки пласта нефтяного месторождения. Геолого-промысловая характеристика состояния месторождения, нефтегазоносность горизонтов. Расчет экономической эффективности разработки пласта.
  
  дипломная работа [3,1 M], добавлен 29.09.2014
  

• Разработка Арланского месторождения

  Краткая геолого-промысловая характеристика нефтяного месторождения. Исследование пластов и продуктивности скважин. Сравнительный анализ результатов и особенности разработки нефтяных залежей. Проектирование методов повышения нефтеотдачи пластов.
  
  курсовая работа [62,3 K], добавлен 20.07.2010
  

• Оптимизация режимов эксплуатации скважин Кравцовско го нефтяного месторождения Калининградской области

  Геолого-физическая характеристика Кравцовского месторождения. Анализ текущего состояния и эффективность применяемой технологии разработки. Выбор и обоснование способа механизированной добычи. Основные требования к внутрискважинному оборудованию.
  
  дипломная работа [2,9 M], добавлен 18.04.2015
  

• Проект горных и маркшейдерских работ применительно к условиям месторождения песка "Приволжское"

  Геолого-промышленная характеристика месторождения. Горнотехнические условия разработки месторождения. Технологические потери и проектные промышленные запасы. Технология ведения добычных работ. Классификация разубоживания при разработке месторождения.
  
  дипломная работа [2,0 M], добавлен 11.05.2015
  

• Геологическое строение и разработка Чекмагушевского нефтяного месторождения

  Информация о предприятии, общие сведения о районе нефтяных и газовых месторождений. Контроль и поддержание оптимальных режимов разработки и эксплуатации скважин. Технологии термометрирования и расходометрии. Безопасность условий труда на месторождениях.
  
  отчет по практике [187,7 K], добавлен 20.05.2015
  

• Разработка и эксплуатация Ново-Елховского нефтяного месторождения

  Характеристика геологического строения нефтяного месторождения. Коллекторские свойства продуктивных пластов и их неоднородность. Физико-химические свойства пластовых флюидов, нефти, газа и воды. Основы разработки низкопродуктивных глинистых коллекторов.
  
  отчет по практике [293,0 K], добавлен 30.09.2014
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам