Слайд 1Тема 4. Основы организации производственного процесса в разработке нефтяных месторождений.
1.Виды и классификация производственных процессов в разработке нефтяных месторождений.
2.Методы, принципы
и формы организации производственного процесса на предприятии.
3.Характеристика параметров производственного процесса разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.
4.Производственный процесс в разработке месторождений
Слайд 25. Характеристика динамики добычи нефти и стадийность в разработки нефтяных
месторождений.
6.Характеристика работ производственного процесса строительства скважин
7.Организация промыслово-геофизических работ
8.Технологический процесс
испытания скважин
Слайд 31.Виды и классификация производственных процессов в разработке нефтяных месторождений
Производственный процесс
по разработке нефтяных месторождений состоит из комплекса работ, имеющих определённое
целевое назначение. Так, законченная строительством скважина выступает как результат совокупного процесса вышкомонтажного, бурового, тампонажного и других обособленных подразделений. Этот результат складывается как итог частичных процессов по строительству скважин, и состоящий:
Слайд 4подготовительных работ к строительству буровой;
строительство вышки и монтаж бурового и
энергетического оборудования;
подготовительных работ к бурению скважины;
бурение скважины;
крепление скважины;
испытание (опробование) скважины;
разборка
вышки и демонтаж оборудования;
обустройство скважины и передача НГДУ для эксплуатации.
Слайд 5Добыча нефти, это итог частичных производственных процессов по продвижению нефти
к забою скважин, подъёму жидкости из скважин, разделению жидкости (на
нефть и пластовую воду), сепарацию, подготовку нефти и других процессов в разработке нефтяных месторождений.
Частичные производственные процессы могут быть расчленены на комплекс операций или на отдельные операции, которые, в свою очередь, состоят из приёмов, действий и движений.
Слайд 6По уровню механизации основные и вспомогательные производственные процессы подразделяются, на:
ручные;
ручные механизированные;
машинно-ручные;
машинные;
автоматизированные;
аппаратурные.
Ручные процессы характеризуются отсутствием
каких-либо механизмов, механизированного инструмента и источников энергии. Их выполняют рабочие при помощи ручных орудий труда или без них.
Слайд 7Ручные механизированные процессы в отличие от ручных выполняют с применением
инструмента при наличии источника энергии. Например, затаскивание бурильной трубы при
наращивании инструмента.
Машинно-ручные процессы осуществляют с помощью машин, причём рабочий орган машины перемещается к предмету труда или предмет труда к рабочему органу рабочим вручную с приложением усилий, к таким процессам, например, относится установка свечи на подсвечник.
Слайд 8Машинные процессы осуществляют с помощью машин, рабочими органами которых управляют
рабочие без приложения физических усилий. Например, подъём (спуск) буровой лебёдкой
колонны бурильных труб из скважины.
Под автоматизированными производственными процессами в разработке нефтяных месторождений понимают такие, при которых основные работы по добыче нефти автоматизированы полностью, а вспомогательные - полностью или частично. Функции рабочего сводятся к контролю и наблюдению за работой скважин (машин автоматов).
Слайд 9Аппаратурные процессы протекают в аппаратах, печах и так далее, где
под воздействием тепла, давления, электрической или химической энергии предмет труда
изменяется качественно. В задачу рабочего входят наблюдение и контроль за параметрами технологического режима. Например, процессы обессоливания, обезвоживания и стабилизации нефти относят к аппаратурным.
По своему содержанию производственные процессы подразделяют на механические и физико-химические. Первые из них под воздействием механических усилий изменяют формы, размеры, состояние и положение предметов труда в пространстве.
Слайд 10В процессе физико-химических производств под воздействием какого-либо вида энергии изменяются
свойства и структура предмета труда или исходное сырье, и материалы
превращаются из одного состояния в другое (например, разрушение эмульсий в процессе обезвоживания нефти, стабилизация нефти и так далее).
По периодичности повторения и длительности производственные процессы могут быть прерывными (циклическими или периодическими) и непрерывными.
Прерывным циклическим процессам свойственна довольно частая повторяемость однородных операций с ярко выраженной цикличностью работ
Слайд 11при незначительной длительности цикла. К ним относят, прежде всего, механические
процессы (например, приготовление глинистого раствора в глиномешалке, спуско-подъёмные операции при
проходке скважин).
Прерывные периодические процессы характеризуются значительной продолжительностью (периодом) от начала до конца производственного цикла. Ясно выраженной цикличности при этом не наблюдается, хотя она и существует. Перерывы в процессе производства обуславливаются главным образом необходимостью загрузки сырья и выгрузки продукции.
Слайд 12По числу участвующих в производстве исполнителей процессы подразделяются на индивидуальные
и групповые. Имеются и другие характерные признаки классификации.
В частности, по
соотношению количества видов используемого сырья и получаемых продуктов процессы делят на синтетические (из нескольких видов исходных материалов изготавливают один вид продукции) и аналитических (производство из одного вида исходного сырья нескольких видов продукции).
Непрерывность - отсутствие перерывов между окончанием предыдущего производственного процесса и началом следующего.
Слайд 132.Методы, принципы и формы организации производственного процесса на предприятии.
Исходя из
методов организации процесс производства на предприятии может быть массовым, крупносерийным,
серийным, мелкосерийным и единичным. Эти процессы отличаются по глубине разделения труда и его специализации.
К массовым и крупносерийным относят процессы постоянного производства продукции ограниченной номенклатуры и ассортимента, например добыча нефти и газа.
Слайд 14Серийный отличается от массового и крупносерийного изготовлением продукции достаточно широкой
и периодически сменяющейся номенклатуры и ассортимента.
Мелкосерийному и единичному производству
свойственно изготовление изделий широкой неповторяющейся номенклатуры и ассортимента мелкими сериями или отдельными единицами. Высокая эффективность достигается на основе последовательного проведения таких принципов, как специализация частичных процессов производства, их пропорциональность, ритмичность.
Слайд 15Специализация представляет собой углубление общественного разделения труда путём выделения частичных
производственных процессов в специально организуемых цехах, участках, рабочих
местах. Им поручается производство отдельных видов продукции, её составных частей или выполнение специализированных технологических процессов, оказание услуг и так далее.
Пропорциональность - это соотношение производственных мощностей специализированных подразделений (цехов, участков и т.д.), обеспечивающее бесперебойную и ритмичную работу предприятия.
Слайд 16Ритмичность выражается в равномерном выпуске продукции (выполнении работ) предприятием, цехом,
участком, рабочим местом в течении рабочего времени.
Непрерывность означает отсутствие перерывов
между окончанием предыдущего частичного производственного процесса и началом следующего.
Автоматичность представляет собой высшую степень в развитии механизации производственных процессов, когда функции исполнителя сводятся к наблюдению, контролю, управлению и регулированию технологического процесса.
Слайд 17В зависимости от размещения частичные производственные процессы могут вестись последовательно,
параллельно и параллельно-последовательно.
Последовательную форму организации производственного процесса применяют в том
случае, если последующий частичный процесс (операция) предполагает наличие результатов окончания предыдущего. Например, в бурении цикл строительства скважины состоит из комплекса работ, выполняемых в строго определённой технологической последовательности.
Слайд 18Параллельная форма организации производственного процесса состоит в полном совмещении независимых
в технологическом отношении частичных процессов (операций) во времени. Такая форма,
несмотря на то, что позволяет сократить полный цикл производства продукции, применяется крайне редко. Это связано с тем, что полное совмещение процессов во времени может быть лишь при возможности расчленения готовой продукции (работ) предприятия на такие части (технологические операции), каждая из которых могла бы быть выполнена на отдельном рабочем месте при одинаковых затратах времени.
Слайд 19Параллельно-последовательная форма организации производственного процесса имеет наиболее широкое применение,
поскольку при производстве продукции или выполнении сложного комплекса работ практически
всегда имеются условия, при которых часть процессов должна выполняться последовательно, а другая часть - параллельно. Например, при строительстве скважин при последовательном выполнении основных работ цикла, доставка обсадных труб на буровую совмещается во времени с процессом бурения, то есть выполняется параллельно.
Слайд 203.Характеристика параметров производственного процесса разработки нефтяных месторождений
Производственный цикл – интервал
календарного времени от начала процесса изготовления (производства) или ремонта изделия
(продукта) до окончания. Характеризуется продолжительностью ( длительностью) производственного цикла и его структурой т.е. составом цикла по видам операций и соотношением затрат времени на их выполнение, включая все перерывы.
Различают простой и сложный производственные циклы.
Слайд 21Простой производственный цикл — это цикл изготовления детали.
Сложный производственный цикл
— цикл изготовления сооружения (скважины, буровой установки и т.д.).
Производственный
процесс в разработке и эксплуатации нефтяных месторождений — это совокупность взаимосвязанных процессов труда и естественных процессов, необходимых для извлечения нефти из недр на поверхность и получения товарной продукции.
Слайд 22Обобщающими параметрами нефтяных месторождений с технико-технологических и экономических позиций процессов
добычи нефти являются производственные факторы условно подразделенные на три группы:
горногеологические, экономико-географические и качественно-экономические параметры.
Под горно-геологическими параметрами понимается:
- геометрия месторождения (форма, площадь и высота месторождения, расчлененность на отдельные залежи и продуктивные пласты, глубина залегания);
Слайд 23свойства коллекторов (емкостные — пористость, нефтенасыщенность;
фильтрационные — проницаемость; литологические—гранулометрический
состав, удельная поверхность, карбонатность;
-физические—механические, теплофизические и др.);
- физико-химические свойства
флюидов;
- энергетическая характеристика месторождения;
величина и плотность запасов нефти.
По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа нефтяные и нефтегазовые месторождения относятся к:
Слайд 24-крупным, содержащим более 30 млн. т нефти или более 30
млрд. куб.метров газа;
средним, содержащим от 10 до 30 млн. т
нефти или от 10 до 30 млрд. куб. метров газа;
мелким, содержащим от 1 до 10 млн. т нефти или от 1 до 10 млрд. куб. метров газа;
очень мелким, содержащим менее 1 млн. т нефти или менее 1 млрд. куб. метров газа.
Под экономико-географическими параметрами понимают территориальное расположение месторождения, которое характеризуется удаленностью площади месторождения от экономически развитых районов;
Слайд 25климатом, рельефом местности, характером почвы и растительности, сейсмичностью района; ресурсами
местных строительных материалов, воды, электроэнергии; экономической освоенностью района.
Экономическая освоенность —
это обжитость территории в хозяйственном отношении (наличие промышленных предприятий, запасов других полезных ископаемых, продуктов питания и т. п.), плотность населения, наличие трудовых ресурсов (свободной рабочей силы), транспортных магистралей, систем энергоснабжения.
Слайд 26Поскольку разработка нефтяных месторождений — очень капиталоемкая, то такие месторождения
могут быть освоены при меньших капиталовложениях без переселения и бытоустройства
больших контингентов людей.
Важную роль в организации и выборе технологии добычи играют рельеф местности, сейсмичность, заболоченность территории, климатические условия, глубина вод и т.д. Эти условия влияют на деятельность человека, процессы добычи и транспорта нефти. Для работы в осложненных условиях необходимы особые техника и оборудование для добычи нефти, технич. средства по автоматизации промыслов.
Слайд 27Качественно-экономические параметры включают в себя: товарные качества нефти, газа и
других сопутствующих компонентов; народнохозяйственное значение месторождения; характеристику периода разработки —
обеспеченность запасами нефти на данной территории и в целом по стране;
НТП в развитии технологии и техники добычи нефти, ее переработки и использования.
От обеспеченности (отношения суммы остаточных извлекаемых запасов к годовой добыче) зависят допустимый уровень затрат при добыче нефти (предельная себестоимость, рентабельный дебит скважин).
Слайд 284.Производственные процессы в разработке месторождений
При осуществлении разработки нефтяных месторождений используются
разнообразные технологические процессы, так весь процесс добычи можно разделить на
три части:
разработка нефтяного месторождения (осуществление движения флюидов по пласту и управление ими), включающая закачку воды (газа) в залежь;
подъем флюидов с забоев добывающих скважин на поверхность (технология и техника эксплуатации скважин);
Слайд 29сбор и подготовка нефти, нефтяного газа и попутной воды.
В настоящее время основные объемы ежегодно добываемой нефти извлекают из
месторождений, где нефть вытесняется водой. Поэтому в качестве примера рассмотрим схему производственного процесса разработки и эксплуатации месторождения с поддержанием пластового давления путем закачки воды (рис.).
Природный источник сырья (нефти, газа) — нефтяная залежь (НЗ) вскрывается бурением строго регламентированного числа скважин различного назначения. По назначению выделяют такие скважины:
Слайд 30ГТП
ДКС
ГЗСУ
НС МКНС
ДС
ДС
ДС
НС
ПНТП
БКНС
ПВТП
ВЗ
ДНС
УПН
УКПВ
ГПЗ
НТП
НПЗ
НЗ
Слайд 311) добывающие, (ДС), имеющие фонтанное, насосное или газлифтное оборудование и
предназначенные для добывания нефти, нефтяного газа и попутной воды;
2)
нагнетательные (НС), имеющие оборудование для централизованного или индивидуального обслуживания и предназначенные для нагнетания в пласт воды, пара, газа или различных растворов;
3) специальные для выполнения особых работ и исследований.
В настоящее время используют три основных способа добычи нефти: фонтанный, газлифтный и насосный.
Слайд 32При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины
от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой
обладает нефтяной пласт. Поэтому фонтанный способ наиболее экономичный и обычно как естественный способ характерен для вновь открытых, энергетически не истощенных месторождений. При поддержании пластового давления путем закачки воды или газа в залежь в отдельных случаях удается существенно продлить период фонтанирования скважин.
Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на механизированные способы добычи нефти: газлифтный или насосный с расходованием
Слайд 33дополнительной, искусственно вводимой в скважину энергии.
При газлифтном способе добычи
нефти в скважину для подъема нефти на поверхность подают (или
закачивают с помощью компрессоров) сжатый газ (углеводородный газ), т. е. подают энергию расширения сжатого газа.
В насосных скважинах подъем жидкости на поверхность осуществляется с помощью спускаемых в скважину штанговых скважинных насосов (ШСН) и погружных центробежных электронасосов (ЭЦН). На промыслах испытываются также другие способы эксплуатации скважин с использованием электровинтовых, и т.д.
Слайд 34Добываемую нефть — нефть, извлекаемую из нефтяной залежи и содержащую
в различных соотношениях нефтяной газ, попутную воду, соли и механические
примеси — собирают из каждой добывающей скважины по системе промысловых нефтетрубопроводов. Из добывающих скважин добываемая нефть по промысловым нефтетрубопроводам (ПНТП) поступает на групповые замерные газосепарационные установки (ГЗСУ). При большом количестве отсепарированный газ подается под собственным давлением через дожимную компрессорную станцию (ДКС) дальним потребителям — газотранспортному предприятию (ГТП)
Слайд 35или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), либо на собственные нужды нефтегазодобывающего
предприятия. После ГЗСУ жидкость подают дальше на установку подготовки нефти
(УПН). При значительной площади месторождения используют дожимные насосные станции (ДНС) для перекачки добываемой нефти. На этих станциях при большой обводненности продукции осуществляют предварительное отделение (сброс) попутной воды, которую по отдельному трубопроводу подают сразу на установку комплексной подготовки воды (УКПВ). В установках комплексной подготовки нефти от нефти отделяют нефтяной газ и попутную воду,
Слайд 36доводят нефть до товарных кондиций, т. е. осуществляют глубокое обезвоживание
продукции, удаление солей (обессоливание) и стабилизацию нефти (отделение испаряющихся компонентов
при давлении, меньшем атмосферного).
Товарная нефть должна соответствовать СТБ ГОСТ Р 51858-2003, «Нефть», которая направляется нефтетранспортным предприятиям (НТП) для реализации нефтеперерабатывающим заводам (НПЗ) и другим потребителям продукции. Нефтяной газ подается под собственным давлением на ГПЗ, где осуществляется его подготовка перед подачей потребителям.
Слайд 37 На ГПЗ из него выделяют тяжелые углеводородные фракции (процесс
отбензинивания), очищают от механических и вредных примесей (углекислого газа, сероводорода,
азота и др.) и осушают. Отделенную от нефти воду подают на УКПВ и вместе с водами других источников из водозабора (ВЗ) с помощью блочных кустовых насосных станций (БКНС и МКНС) закачивают по системе промысловых водотрубопроводов (ПВТП) в нагнетательные скважины (НС) и дальше в залежь для вытеснения нефти. В зависимости от конкретных условий месторождения отдельные элементы рассмотренной структурной схемы могут
Слайд 38отсутствовать или изменяться. Например, при естественном водонапорном режиме попутную воду
очищают и закачивают в глубинные пласты для захоронения с целью
охраны окружающей среды. Для повышения нефтеотдачи в закачиваемую воду могут добавлять различные вещества (полимеры, поверхностно-активные вещества и т. п.). С этой целью в схему дополнительно вводят дозаторные и другие установки. При создании искусственного газонапорного режима вместо воды в залежь закачивают газ. Процесс аналогичный, только дополнительно в схему включают установки подготовки и закачки газа.
Слайд 395. Характеристика динамики добычи нефти и стадийность в разработки нефтяных
месторождений.
При водонапорном режиме процесс добычи нефти продолжается более 30—50
лет и проходит через ряд стадий, отличающихся новым качественным состоянием залежи. Стадия — это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей.
Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают:
Слайд 40 текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти;
текущую и суммарную
добычу жидкости (нефти и воды);
обводненность добываемой жидкости (отношение текущей
добычи воды к текущей добыче жидкости);
текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти);
текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях);
коэффициент нефтеотдачи;
Слайд 41число скважин (добывающих, нагнетательных);
пластовое и забойное давления;
текущий газовый
фактор;
средние, дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин;
себестоимость продукции;
производительность труда;
капитальные вложения;
эксплуатационные расходы;
приведенные затраты и др.
При анализе динамики добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме.
Слайд 43Первая стадия — освоение эксплуатационного объекта — характеризуется:
интенсивным ростом добычи
нефти до максимального заданного уровня (прирост составляет примерно 1—2 %
в год от балансовых запасов);
быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6— 0,8 от максимального;
резким снижением пластового давления (по месторождениям с искусственным водонапорным режимом снижение пластового давления в зоне отбора достигает 30 % от первоначального, так как освоение системы заводнения обычно отстает во времени на 6—8 лет);
Слайд 44Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4—5
лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа
добычи нефти.
Вторая стадия — поддержание высокого уровня добычи нефти — характеризуется:
более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3—17%) в течение 3—7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1—2 года—при повышенной вязкости;
ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;
Слайд 45нарастанием обводненности продукции (ежегодный рост обводненности составляет 2—3 % при
малой вязкости нефти и 7 % и более при повышенной
вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65 %);
отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти;
текущим коэффициентом нефтеотдачи т), составляющим к концу стадии 30—50%, а для месторождений с «пикой» добычи—10—15%. Устойчивость уровня добычи нефти обеспечивается бурением скважин, а также применением методов интенсификации отбора.
Слайд 46Границу между второй и третьей стадиями устанавливают по точке перегиба
кривой темпа отбора нефти в сторону уменьшения, которая почти всегда
четко отмечается, несмотря на продолжающийся иногда рост темпа добычи жидкости.
Третья стадия — значительное снижение добычи нефти — характеризуется:
снижением добычи нефти (в среднем на 10—20 % в год при маловязких нефтях и на 3—10 % при нефтях повышенной вязкости);
темпом отбора нефти на конец стадии 1—2,5%;
Слайд 47уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически
всего фонда скважин на механизированный способ добычи; прогрессирующим обводнением продукции
до 80—85% при среднем росте обводненности 7—8 % в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости;
повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи т на конец стадии до 50—60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа.с и до 20—30 % для месторождений с нефтями повышенной вязкости.
Слайд 48Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки,
ее главная задача — замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность
стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5—10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности. Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80—90 % извлекаемых запасов нефти.
Слайд 49Четвертая стадия — завершающая — характеризуется:
малыми, медленно снижающимися темпами отбора
нефти, в среднем около 1 %;
большими темпами отбора жидкости, средние
темпы отбора жидкости составляют 3—8 и даже 20%;
отбирают на этой стадии до 1 объема пор пласта по месторождениям с маловязкими нефтями и до 3—4 объемов по месторождениям с нефтями повышенной вязкости;
основная масса воды отбирается на этой стадии, конечные водонефтяные факторы достигают 0,7— 7 м3/м3;
Слайд 50высокой медленно возрастающей обводненностью продукции, ежегодный рост составляет около 1
%;
более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин
из-за обводнения, фонд скважин составляет примерно 0,4—0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1;
отбором за период стадии 10—20 % балансовых запасов нефти.
Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15—20 лет и более,
Слайд 51определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором
еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности
продукции примерно на 98%. В результате анализа динамики добычи нефти установлена зависимость обьемов от геолого-физических условий месторождения (вязкость нефти, литологический тип коллектора, продуктивность и неоднородность пластов, тип залежи), методов (с воздействием и без воздействия на залежь) и системы разработки, условий освоения объекта (темпа и порядка разбуривания) и эксплуатации скважин.
Слайд 52В совокупности эти факторы могут в несколько раз изменять уровень
добычи нефти.
В заключение отметим, что производственный процесс добычи нефти
на протяжении четырех стадий характеризуется неравномерностью отбора нефти, нефтяного газа и воды, неравномерной нагрузкой промыслового оборудования, изменением состава потока флюидов в скважинах, трубопроводах и установках во времени.
