Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Повышение эффективности работ ШНСУ с помощью якоря

Введение

Значение нефтегазовой отрасли в народном хозяйстве страны огромно.

Практически все отрасли промышленности, сельское хозяйство, транспорт, медицина и просто население страны на современном уровне развития потребляют нефть, природный газ и нефтепродукты. При этом, потребление их внутри страны из года в год возрастает. Перспективы развития нефтегазового комплекса связаны с огромными потенциальными ресурсами нефти и газа, которые залегают в недрах и еще не разведаны. К ним относятся большие площади перспективных земель, как в пределах суши, так и на акваториях, где имеются предпосылки для обнаружения значительных скоплений нефти и газа.

Многопластовое крупное нефтегазовое месторожденье Жетыбай было открыто в 1961 году. В промышленную эксплуатацию месторожденье вступило в 1969 году.

В 1972 году составлена технологическая схема разработки, согласно которой залежи разбуриваются по равномерной сетке 600х600. В 1974 году ВНИИ составлена технологическая схема разработки нефтегазовых залежей, предусматривающая внутриконтурное нагнетание воды, как и нефтяные, так и в газонефтяные зоны залежей.

В своей дипломной работе я предлагаю повысить эффективность работ ШНСУ с помощью якоря.

1. Технологическая часть

1.1 Характеристика геологического строения месторождения

1.1.1 Общие сведения по месторождению Жетыбай.

Месторождение Жетыбай расположено в западной части полуострова Мангышлак и по административному подчинению входит в часть Каракиякского района, Мангистауской области Республики Казахстан. Ближайшие к месторождению населенными пунктами являются поселок Жетыбай (1км), город Новый Узень (70 км), город Актау 80 км.

В орфографическом отношении район представляет собой слабобезхолменное обширное плато, плато погружается в юго-западном направлении. Отметки рельефа изменяются от 145 до 170 метров.

Климат района резко континентальный. Атмосферных осадков выпадает до 140 мм в год. Абсолютная максимальная температура воздуха +47*С, абсолютно минимальная -35*С. Среднегодовая температура воздуха +10*С, район характеризуется сильными ветрами и пыльными бурями.

Преобладают ветры северо-восточного направления. Глубина промерзания грунта достигает 1 метра.

Промышленная нефтегазоносность месторождения установлена в 1961 году. Добыча нефти из месторождения ведется НГДУ "Жетыбайнефть" производственного объединения "МангыстауМунайГаз".

Эксплуатационное бурение проводится Жетыбайским управлением буровых работ.

Стратиграфия

Месторождение Жетыбай приурочено к крупной антиклинальной складке субширотного простирания. По структурной поверхности J юрского горизонта размеры ее 22х6 км при амплитуде поднятия 65 метров. Структура довольно пологая. Углы падения увеличивается с глубиной от 2 до 5.

Глубокими разведочными скважинами на месторождении вскрыта трехкилометровая толщина осадочных пород от верхнетриасового до четвертичного возраста, из который отложения юрской системы являются промышленно-нефтеносными.

Юрская система представлена нижним, средним и верхним отделами. Отложения юры характеризуются чередованием прослоев песчаников, алеврагитов, глин и аргиллитов общей толщиной 1300 м. Толщина отложений нижней юры 100-120 метров. Среднеюрский отдел состоит из отложений ааленского, байосского и батского ярусов.

В разделе ааленского яруса выделены ХIII и XII горизонты. Общая толщина отложений 165-200 метров.

В байосском ярусе выделены XI, X, IX, VIII, VII горизонты. Обща толщина отложений 335-365 метров.

В батском ярусе выделены VI, V, IV, III продуктивные горизонты. Общая толщина яруса 225 метров.

Верхний отдел состоит из келловейского, оксфордского и кемериджского ярусов.

В нижней части келловийского яруса выделяется I и II продуктивные горизонты. Общая толщина верхнего отдела 450-460 метров. В разрезе юрских отложений выделено 13 продуктивных горизонтов.

Газовые залежи в I горизонте, нефтяные залежи в IV (пласты 1 и 2),

V(б1+б2, в1+в2+в3),VI(б2+б3), VII(1-6,8+9), VIII(а4) , IX(3,4), X, XI(5, 6+7,8,9) и

XII горизонтах, а нефтегазовые залежи в II(б1+б2), III(1+2, 3, 4+5,6),V(а),VI(а1+а2,б1), VIII(а1,а2+а3,б1,б2+б3), IX(1+2), XI(1+2+3+4,5) и XIII горизонтах.

V горизонт отделяется от IV глинистым разделом, мощность 5-10 метров.

Тектоника

Месторождение Жетыбай расположено в пределах Южно-Мангышлакского прогиба, характерной особенностью которого является разобщение его зонами поперечных поднятий на несколько глубоких впадин.

На северном борту прогиба расположена Жетыбай-Узеньская и Кокулебайская тектонические ступени, южной границей которых является глубинный разлом, фиксируемый фазой по IIIг отражающему горизонту.

На Жетыбай-Узеньской тектонической ступени все выявленные структуры являются асимметричными брахиантиклинальными складками с пологими северными и крутыми южными крыльями зауженными западными и более широкими восточными переклиналями. Все структуры являются унаследованными, так-как фиксируется почти полное совпадение их структурных планов по отдельным горизонтам.

В тектоническом отношении месторождение Жетыбай представляет собой крупную пологую асимметричную брахиантиклинальную структуру, вытянутую в субширотном направлении. В пределах продуктивной толщи с глубиной увеличиваются углы падения

пород на крыльях структуры от 2 30 до 5 30 и уменьшаются ее размеры. В западной и восточной частях структуры вследствие ундуляция длинной оси выделяются соответственно 1-3 и 2-4 небольших куполка.

Предполагаемое тектоническое нарушение широкого простирания было выявлено в процессе изучения причины изменения положения отметок ВНК по залежи подгоризонта Vб в районе западной переклинали поднятия.

Как следует из геологического профиля на фоне общего подъема сводовой части Жетыбайского поднятия, особенно по верхним горизонтам довольно четко выделяются две поперечные флексуры. Которые как бы делят площадь месторождения на три участка: восточный, основной по размерам, западный и разделяющий их сравнительно узкий, средний.

По данным промысловой геофизики, анализ характера насыщения песчаных пластов и прослоев песчано-глинистых пачек XI горизонта позволил выявить следующую закономерность: песчаные пласты, даже при относительно хорошей коррелируемости на различных участках площади месторождения, можно включать залежи нефти самостоятельными ВНК, то есть иногда эти песчаники насыщены водой на более высоких гипсометрических отметках, по сравнению с нефтеносными

Таким образом изучение геолого-промыслового материала по Жетыбайскому месторождению указывает на возможность наличия трех малоаплитудных тектонических нарушений - одного продольного и двух поперечных.

Описанные нарушения являются пока только предполагаемыми. Для их более обоснованного подтверждения необходимы дополнительные данные, которые могут быть получены при дальнейшем разбуривании залежей и особенно при проведении гидропрослушивания между скважин расположенными в соседних блоках.

1.1.2 Коллекторские свойства продуктивных объектов

Емкостно-фильтрационные свойства пластов-коллекторов

продуктивных горизонтов подробно освещены в работе, в которой обосновываются методика определения и принятия величины нижних значений искомых параметров с применением методов математико-статистического анализа.

Пористость пород-коллекторов закономерно убывает от верхних горизонтов к нижним. Самое высокое среднее значение открытой пористости определенное по результатам анализов кернов для коллекторов I горизонта (0,218); самое низкое (0,173-0,175) для XII и XIII горизонтов.

Проницаемость изменяется от 0,001 мкм2 до несколько десятых долей мкм2. В среднем значение параметра для большинства горизонтов не превышает 0,1 мкм2 изменяется без какой-либо закономерности. Нижний предел проницаемости для нефтеносных пластов-коллекторов - 0,003 мкм2, для газовых - 0,001 мкм2.

Остаточная нефтенасыщеность в газоносных пластах изменяется от 0,06 до 0,10. На этом основании газонасыщенность принята с поправкой на указанную величину.

1.1.3 Свойства и состав нефти, газа и воды

Показатели неоднородности пластов.

Для характеристики геолого-физических свойств пласта и количественной оценки геологической неоднородности распространены коэффициенты песчанитости, расчлененности и распространения пластов. Средние величины коэффициентов вариации песчанитости для III, IV, V, VI, VIII, XII, XIII горизонтов составляет 30-36% и подтверждают, что по песчанитости указанные горизонты являются более однородными, чем IX и X горизонты, по которым коэффициенты вариации составляют 59 и 65 %.

Наиболее расчлененными являются коллекторы IV, V, VIII, X, XI горизонты, а по степени изменчивости расчлененности более однородными являются коллекторы III и IV горизонтов (W=26-30%). По степени выдержанности пласты-коллекторы эксплуатационных объектов характеризуются различными значениями коэффициентов распространения и изменяются различными от 0,35 до 1,0. Наиболее однородными по степени выдержанности являются III, IV, V, VI, VIII, XII, XIII горизонты. Наибольшая изменчивость свойственна пластам VII, IX, X, XI горизонтов.

Физико-химическая характеристика нефтей.

Изучение физических свойств пластовых нефтей было начато с 1968 года. Основной объем исследования был выполнен в наиболее благоприятный для этого период опытной эксплуатации. Следует отметить, что большая часть исследований приходится на 12 горизонт. На каждой из других горизонтов находится значительно меньше экспериментального материала, а наиболее нуждающийся в дополнительном изучении физико-химических свойств насыщающих пластовых жидкостей и газов V, VI, XI горизонтов.

Свойства пластовой нефти.

В направлении от верхних горизонтов к нижним происходит увеличение давления насыщения, температуры, газонасыщенности (от 85 до 161 м3/т), объемного коэффициента (от 1,25 до 1,41) и уменьшение таких параметров, как плотность нефти (от 0,77 до 0,7 г/см3), вязкости (от 3,04 до 1).

Одной из особенностей проявившиеся при сопоставлении результатов исследования, глубинных проб нефтей различных горизонтов является относительно постоянная величина превышения давления насыщения на ГНК над его значением в зоне ВНК. Для всех горизонтов независимо от этажа нефтеносности, а она составляет 50-60 км/см2.

Свойства дегазированной нефти.

Нефти рассматриваемого комплекса продуктивных отложений можно условно подразделить на 2 группы. К первой можно отнести IV - VI горизонтов с относительно повышенными значениями вязкости(динамическая вязкость при 50*С - 25-30спз), плотности (0,86-0,87 г/см3) и большим содержанием асфальтено-смолистых компонентов (15-17%). Ко второй группе относятся нефти VIII-XIII горизонтов с более благоприятной фильтрационной характеристикой.

Плотность определяется от 0,833 до 0,850 г/см3, вязкость при 50*С от 8 до 12 СПЗ, содержание асфальтно-смолистых веществ не превышает 8-9 %. Особенности всех рассмотренных нефтей является большое содержание высокомолекулярных парафиновых углеводородов (18-25%), обуславливающих застывание нефти при температурах +28, +34*С. Начало выпадения парафина зафиксировано при температурах в диапазоне 37-48*С. Содержание серы невелико, в среднем 0,2%. По анализам глубинных проб попутный газ нефтей V-XII горизонтов имеет удельный вес 1,058-1,175 г/л, содержание метана 62-67%, углекислый газ 0-1,2%, азота 4,04-10,85%.

1.1.4 Запасы нефти и газа

Со времени последнего утверждения в ГКЗ запасов нефти и газа в 1970 году на месторождении Жетыбай пробурено более 300 скважин, получены новые данные, уточняющие строение залежей, их границы, распределение по ним нефтенасыщенной и газо-насыщенной мощности. В связи с этим для составления проекта разработки рассматриваемых залежей необходимо было произвести переоценку запасов с учетом данных по вновь пробуренных скважинам.

Прежде всего необходимо отметить, что за время после утверждения запасов на месторождении была открыта еще одна нефтяная залежь, связанная с верхней пачкой IV горизонта. Оценка подсчетных параметров этой залежи для определения содержащихся в ней запасов нефти приведены выше, при изложении геологического строения и характеристики залежей IV горизонта.

Увеличение запасов нефти залежи подгоризонта Vб связано с увеличением площади нефтеносности в основном в районе восточной приклинали и юго-восточного крыла, где отметка ВНК , вместо ранее принятой - 1770м, взята по данным скважины 703, равной - 1779м. Площадь залежи увеличилась более чем на 407 км2 (8,5%), кроме того в том районе рядом скважин (709, 737) вскрыта нефтенасыщенная мощность более 20м. Так, что частично увеличение запасов осуществлено и за счет некоторого роста средней нефтенасыщенной мощности.

По залежи подгоризонта Vв наибольшее увеличение запасов нефти произошло за счет роста средней нефтенасыщенной мощности. Наибольшие изменения имеются в запасах свободного газа. В основе роста запасов свободного газа по подгоризонту VIIIа+б лежит увеличение на 40% (6,7км2) площади газоносности и среднего значения газонасыщенной мощности на 0,6м, что составляет 22% от ранее утвержденной.

В целом по месторождению в пределах рассматриваемых горизонтов (IV-XIII), балансовые запасы нефти увеличились на 9,2% (30 млн.т.) против утвержденных ГКЗ. Однако следует отметить, что в это число входят запасы нефти залежи IV горизонта (19,3 млн.т.), которые в ГКЗ не рассматривались.

За период прошедшей после утверждения запасов нефти и газа получен обширный положительный материал, уточняющий представление о геологическом строении залежей и объемах нефти и газа. Так за указанный период на месторождении пробурено 700 скважин, получены новые данные по опробованию скважин.

1.2 Схема разработки месторождения

1.2.1 Анализ текущего состояния разработки

1. Выполнена оценка степени реализации запроектированной технологии разработки. Показано, что по объектам эксплуатации, по схеме размещения и плотности сетки скважин, виду воздействия, осуществляемая схема разработки соответствует проекту. Однако технология заводнения на месторождении осуществляется в недостаточной степени - не реализована еще согласно проекту стабильно воздействующая и равномерная по площади (по различным зонам ) система заводнения.

Требования проекта разработки по давлению нагнетания не выполняются, фактическое давление нагнетания 9-11 МПа, что недостаточно для эффективного воздействия и вовлечения запасов в разработку зон с НПК. Недостаточно проводятся ремонтно-профилактические работы по поддержанию и стабилизации технологических приемов работы нагнетательных скважин и работоспособности фонда в целом.

2. Проведено сравнение проектных и фактических показателей разработки по объектам и в целом по месторождению. Выявлены основные причины их расхождения.

Текущие показатели разработки месторождения в целом значительно отличаются от проектных, что обусловлено влиянием комплекса взаимосвязанных факторов, главным образом технического и организационно - технического характера. Причины снижения добычи нефти по объектам аналогичны и имеют общую характеристику.

Как показано выше, основными из них являются: неуклонное уменьшение количества действующих скважин против проекта, недобор проектных объемов жидкости. Ухудшение состояния фонда и системы ППД, обводнение скважин, сопровождающееся рядом осложнений и снижением продуктивности пластов, неуклонное снижение объемов и качества реализаций ГТМ против осложнений в добыче, отсутствие профилактических мер и, как следствие, увеличение фонда малодебитных скважин и уменьшение действующего фонда, материально - техническая необеспеченность НГДУ, что непосредственно отражается на состоянии фонда скважин.

Надо отметить особенно интенсивное увеличение бездействующего фонда в последние два года, для сокращения которого требуются дополнительные мощности служб КРС и ПРС. Уменьшение фонда скважин против проекта связано также и недостаточным количеством бурения новых скважин. За период 1989-1995 годов недобурено по проекту 145 скважин, в том числе 67 добывающих и 78 нагнетательных из 583 запроектированных (426 добывающих + 162 нагнетательные).

Нефти всех горизонтов месторождения Жетыбай близки по своим физико-химическим свойствам и относятся по всему типу к легким, малосернистым с высоким содержанием парафинов и смол. Отличается закономерный характер изменения физико-химических свойств нефти направленный в сторону утяжеления нефтей вверх по разрезу с одновременным увеличением их вязкости и уменьшения газосодержания. В составе нефти вверх по разрезу увеличивается содержание смол, парафинов и кокса.

На основании комплексного изучения геолого-промысловой характеристики эксплуатационных объектов месторождения и результатов проектирования его разработки можно сделать следующие выводы: 1)в разделе продуктивной толщи вскрыты газовые, нефтегазовые и нефтяные залежи. В верхней части разреза в основном сосредоточены нефтегазовые залежи. 2)на месторождении предполагается наличие одного продольного и двух поперечных мало амплитудных дизъюнинктивных нарушений, характеризуется, видимо в вертикальном положении плоскости сбрасывателя. В целях установления возможно тектонических экранов следует провести гидропрослушивание скважин расположенных на соседних блоках. Характерной особенностью всех продуктивных горизонтов является их низкая проницаемость. В нефтегазовых залежах запасы нефти в основном сосредоточены в двух зонах, газонефтяной и водонефтяной - это осложняет условия их извлечения.

1.2.2 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей разработки

Характеристика фонда скважин и степени разбуривания объектов.

Месторождение характеризуется двумя периодами активного разбуривания. В начальный период 1970-1980гг. при темпах бурения 55-80 скв/г были введены в разработку XIII, XII, X, VIII горизонты. Второй период 1986-1990гг связан с внедрением решений проекта (1984г) - вводом в разработки Vаб, V+VI, Ixг горизонтов и дальнейшим разбуриванием XII, X горизонтов. Темп бурения достиг в 1988 году 117 скважин. Начиная с 1990 года темпы бурения снижаются до 38-8 скважин в 1994-1995гг.

На месторождении по состоянии на 1.1.1996 год пробурено всего 1492 скважин, в том числе в качестве добывающих - 1281 и нагнетательных - 211. За время разработки месторождения из добывающего и нагнетательного фонда ликвидировано 183 скважин. Определено в контрольные и другие категории 55 скважин. Из числа последних ликвидировано 17 скважин.

На 1.1.1996 год эксплуатационный фонд месторождения составляет 1241 скважин, в том числе 923 добывающих и 318 нагнетательных. Фонд совместил эксплуатирующих два горизонта - 39 добывающих и 4 нагнетательных скважины. Действующий фонд добывающих скважин - 654, нагнетательных - 230.

Эффективность использования фонда этих скважин в целом за 1995 год ниже нормативных и составляют 65 и 70% соответственно. Также и коэффициент эксплуатации - 0,84 и 0,85. Характеристика структуры фонда скважин по горизонтам и в целом по месторождению представлена в таблице 2.2.

Как видно наибольшее количество скважин приходится на разрабатываемые продолжительное время 5 объектов -XIII, XII, X, VIII, V горизонты, где пробурено 82% из всего фонда. Движение фонда в процессе эксплуатации также происходит в основе между этими горизонтами. К настоящему времени общий эксплуатационный фонд по этим горизонтам составляет 75% (928 скв=675 доб+253 нагн) фонда месторождения. Отработано по ним 1824 скважино-объектов (1440д+424н) при общем количестве по месторождению - 2325. С учетом же VI, IX горизонтов, введенных в эксплуатацию в последние годы, пробуренный фонд на промышленно разрабатываемых горизонтах месторождения составляет 1457 (98%) скважин. Отработано по ним 2188 скважино-объектов или 94% от общего их количества. Возвратный фонд скважин. Движение фонда на месторождении характеризуется достаточно большим количеством скважин, используемых как возвратные на вышележащих горизонтах.

Так, при пробуренном добывающем фонде 1281 физических скважин использовано (отработано) 1827 скважино-объектов. Отношение составляет 1:1,42. Аналогично, хотя в значительно меньшей степени, и по нагнетательному фонду: пробурено (с учетом отработки на нефть) 460, использовано - 498 скважино-объектов. Как видно многопластовый характер строения месторождения благоприятствует эффективному использованию существенного фонда.

Максимальное количество скважин, переведенных из других объектов, использовано на V, VIII, X, XI горизонтах, по которым общее количество составило 382 единицы или 71% всего "возвратного" фонда добывающих скважин. Доля возвратных скважин в добывающем фонде по горизонтам колеблется в пределах 26(VIII) - 82(XI)%.

Половина нагнетательного фонда месторождения - 249 скважин переведены из добывающего фонда, то есть отработано в качестве временно добывающих. Наибольшее их количество реализовано на VIII(66), X(66), XII(67) горизонтах.

Выбытие скважин. Анализ динамики выбытия скважин по разрабатываемым горизонтам подтверждает характерную зависимость накопленного количества выбывшего фонда от степени выработки запасов.

Так, наибольший процент выбывшего фонда по XIII(77%) и XII(76%) горизонтам является закономерным и отражает степень выработки этих объектов, которая достигла нефтеотдачи 41% или 90% извлекаемых запасов.

Надо отметить, что анализируемый фонд выбывших скважин включает:

1.фонд скважин, выбывших по технологическим причинам вследствие

выработанности запасов;

2.фонд скважин, выбывших вследствие ликвидации.

Анализ показывает, что первые составляю основную часть скважин выведенных из добывающего фонда (80% или 610 скважино-объектов). В нагнетательном же фонде наблюдается обратное : доля первых составляет 30, а ликвидированных 70%.

Приведенные данные свидетельствуют о том, что срок службы скважин, особенно нагнетательных, меньше срока выработки запасов нефти, приходящихся на эти скважины.

Характеристика фонда ликвидированных скважин. Количество ликвидированных скважин с начала выработки месторождения составило 200 скважин, в том числе их добывающего фонда 107, из нагнетательного - 93 .Всего из ликвидированного фонда (из195=105д+90н) скважин добыто 9169,2 тыс.т. нефти или 47тыс.т. нефти на одну скважину. В том числе по 90 скважинам, ликвидированные как нагнетательные, добыто 3090 тыс.т. нефти и закачано 58210 тыс.м3 воды. Распределение скважин по принципам ликвидации представлено в таблице 5.1. Как видно, основными причинами ликвидации скважин является коррозия и авария подземного оборудования. На долю этих причин приходится 84% ликвидированного фонда.

Характерно, что ликвидация скважин в нагнетательном фонде приходит значительно большей интенсивностью по сравнению с добывающим. Так, например, доля ликвидированных по этим категориям соответственно составили 23 и 9%. В силу специфики работы (закачка морской и сточной вод) указанные выше причины обуславливают сокращение срока службы прежде всего нагнетательных скважин.

Анализ показал также, что активная интенсивность выбытия скважин характерно также и малодебитному добывающему фонду, что связано со сложными условиями эксплуатации и технического обслуживания низко дебитных скважин (большие глубины, способ ШГН, отложение солей и парафина, замерзание выкидных линий, частые аварии и проведение подземных и капитальных ремонтов).

Характеристика продуктивности скважин. Приводятся распределения фонда по дебитам и приемистости для основных горизонтов месторождения. Надо отметить, что реализуемые на месторождении уровни отбора жидкости из скважин - довольно низкие. Так по таблице 2.3 около 90% фонда характеризуется дебитами жидкости до 10 т/сутки. По состоянию на 1.1.96 год среднее значение текущих дебитов скважин составило 3т/сутки по нефти и 7,5 т/сутки по жидкости.

Количество скважин с дебитами нефти до 5 т/сутки, которых принято называть малодебитным фондом (МДФ), составляет 609 ед. или 93% всего фонда. Из них 1/3 часть фонда составляют скважины с дебитами нефти менее 1 т/сутки. По основным горизонтам месторождения доля малодебитного фонда изменяется от 80 (Vв+VI) до93% (VIII). Более высокие дебиты скважин по нефти 4,2-4,7 т/сутки наблюдаются по Vаб и Vв+VI горизонтам. По остальным горизонтам средние значения текущих дебитов не превышают 3,4 т/сутки. Анализ динамики дебитов и изменения структуры фонда в процессе разработки месторождения за 1990-1995 годы показывает (таблица 2.3), что характерным в изменениях фонда является неуклонное увеличение количества скважин с дебитами нефти до 5 т/сутки. Так начиная с 1990 года происходит уменьшение фонда скважин с дебитами нефти выше 20 т/сутки, то есть высокодебитной части фонда , связанное прежде всего с процессом обводнения, который сопровождается рядом осложнений, снижающих начальную продуктивность.

В результате чего происходит смещение средних дебитов в сторону уменьшения. Таким образом, на уменьшение средних дебитов доминирующее влияние оказывает рост малодебитного фонда (его доли в общем фонде). Это явление, наблюдаемое в течение многих лет стало типичным для месторождения.

1.2.3 Характеристика энергического состояния залежи, режима разработки

Энергетический режим работы продуктивных залежей месторождения Жетыбай в естественных условиях являются смешанными. Гидродинамическая связь продуктивных залежей с законтурной областью проявляется достаточно слабо, за исключением XIII горизонта, имеющего обширную водяную область. Поэтому для обеспечения промышленных темпов отбора по всем горизонтам месторождения, кроме XIII горизонта, была запроектирована внутриконтурная система заводнения.

Ниже дается краткая характеристика энергетического состояния продуктивного горизонта.

Vаб горизонт. Пластовое давление в зонах по объекту снизилось значительно по отдельным замерам (3-5 скважин) фиксируется до 16,5-16,9 МПа на 1983 - 1984 года при начальном - 19,1 МПа. После активного разбуривания и внедрения системы ППД с 1986 - 1987 годов происходит интенсивное увеличение пластового давления, которое достигло начального значения в 1990 году. Текущее Рпл составляет 19,9 МПа, что выше начального на 0,8 МПа.

Надо отметить, что Vаб горизонт является одним из объектов (кроме Vв + VI), на которых впервые начали применяться регулярная площадная система заводнения по девяти точечной схеме. Внедрение этой системы ППД с начала реализации проекта позволило обеспечить достаточно высокие темпы отбора, а также восстановить пластовое давление до начального уровня и выше. Забойные давления по горизонту за последние годы колеблется на уровне 12,6 - 13,3 МПа, что соответствует проектным величинам. Проектный уровень забойного давления в среднем 12 МПа. Начальное давление насыщения - 14,6 МПа. В энергетическом плане горизонт разрабатывается в соответствии с проектом. Для обеспечения проектных сборов прежде всего требуется работа по улучшению состояния фонда добывающих и нагнетательных скважин.

Нефтеотдачиа и мероприятия на повышение нефтеотдачи пластов.

Коэффициентом нефтеотдачи пласта принято называть разность между начальной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностью, отнесенную к начальной.

При современном уровне развития технологии и техники нефтедобычи физически возможный коэффициент нефтеотдачи значительно меньше единицы. Даже если сетка расположения скважин плотная, а водные факторы значительные, нефтеотдача редко достигает 70-80%

Нефтеотдача зависит от вида используемой энергии. Наибольшее ее значение отмечается в условиях вытеснения нефти водой, что связано обычно с большими запасами энергии краевых вод, которые могут быть даже неограниченными по сравнению с запасами энергии свободного газа, сжатого в газовой шапке и растворённого в нефти. Это объясняется также большой эффективностью промывки пор водой, так как соотношение вязкостей нефти и воды более благоприятно при вытеснении нефти водой, чем газом. Наконец, увеличению нефтеотдачи при вытеснении нефти водой может благоприятствовать физико-химическое взаимодействие воды с породой и нефтью. Вода обладает лучшей отмывающей и вытесняющей способностью, чем газ.

Эффективность вытеснения нефти газом, выделяющимся из раствора, ниже эффективности при других источниках пластовой энергии. Это объясняется ограниченным объёмом газа, который имеется в пласте, и небольшим соотношением вязкостей газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа в скважины вследствие его большой подвижности. Газ, кроме того, является фазой, не смачивающей породы пласта, что способствует увеличению количества остаточной нефти.

Значительно эффективнее проявляется энергия газа из газовой шапки. В процессе расширения газа нефть перемещается к забою, и первоначально происходит эффективное вытеснение нефти из пласта при сравнительно небольшой его газонасыщенности. Дальнейшее снижение эффективности расширения газовой шапки обусловлено в основном несмачиваемостью твердой фазы газом и небольшой его вязкостью, что приводит к прорыву газа к скважинам через крупные каналы и более проницаемые зоны пласта.

Значительное влияние на нефтеотдачу залежей с газовой шапкой оказывает угол наклона пластов. При крутых углах падения пластов условия гравитационного отделения газа от нефти улучшаются, и эффективность вытеснения нефти газом повышается.

Низкая нефтеотдача естественных коллекторов объясняется микро- и макронеоднородным характером их строения. Микронеоднородный и сложный характер строения перового пространства - причина прорыва вод и газа по отдельным каналам и образования водонефтегазовых смесей в пористой среде. Совместное движение различных несмешивающихся фаз в пласте представляет собой сложный процесс, в котором капиллярные силы проявляются во много раз больше, чем при "поршневом" вытеснении нефти водой.

Известно, что вытеснение взаимно растворимых жидкостей характеризуется высокой нефтеотдачей, близкой к 95-100%.

Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды способствует уменьшению нефтеотдачи. По результатам исследований с увеличением вязкости нефти значительнее проявляются различные местные неоднородности физических свойств пород, приводящие к возникновению небольших, но многочисленных участков, обойденных фронтом воды и плохо ею промываемых.

На нефтеотдачу пластов в значительной степени влияет удельная поверхность пород. Нефть гидрофобизует поверхность твердой фазы, и часть нефти, находящейся в пленочном состоянии, может быть удалена из пласта лишь специальными методами воздействия.

Макронеоднородное строение пластов - наиболее существенная причина неполной отдачи нефти пластом. Неоднородностью строения, свойств и состава пород объясняется появление зон, не промываемых водой и слабо дренируемых газом. Оказалось также, что нефтеотдача зависит от свойств пористой среды и условий вытеснения нефти водой и газом (количество и состав связанной воды, состав и физико-химические свойства нефти и горных пород, скорость вытеснения и др.).

Исходя из причин, вызывающих неполную отдачу пластом нефти, можно отметить следующие пластовые формы существования остаточной нефти:

капиллярно удержанная нефть;

нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхность твердой фазы;

нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках, обойденных и плохо промытых водой;

нефть в линзах, отделенных от пласта непроницаемыми перемычками и не вскрытых скважинами;

нефть, задержавшаяся у местных непроницаемых экранов.

Измерения тонких слоев жидкости, а также исследования распределения остаточной воды в пористой среде показывают, что объем остаточной нефти, находящейся в пленочном состоянии, в реальных условиях во много раз меньше, чем капиллярно удержанной.

1.3 Техника и технология добычи и газа

1.3.1 Характеристика показателей способов эксплуатации скважин

Обоснование выбора рационального способа добычи, необходимого оборудования и режимов его работы основывается на результатах техника- технологического анализа промысловых данных работы скважин, применяемых технологий и мероприятий, проводимых в процессе пробной Эксплуатации, а также условий эксплуатации скважин, физико-химических свойствах флюида, технологических показателей и условий разработки, рекомендованных Технологической схемой разработки месторождения Жетыбай.

В настоящее время в эксплуатации находятся 2 группы объекта:

1. группы объект юрский горизонт J2б1,

2. группы объект - юрский горизонт J2(а+б)

Свойства нефти в пластовых условиях изучались, к первой по пробам из юрский горизонта J2б1( IV-VI ) горизонтов с относительно повышенными значениями вязкости(динамическая вязкость при 50*С - 25-30спз), плотности (0,86-0,87 г/см3) и большим содержанием асфальтено-смолистых компонентов (15-17%).

Ко второй группе относятся нефти юрский горизонт J2(а+б) ( VIII-XIII) горизонтов с более благоприятной фильтрационной характеристикой. Плотность определяется от 0,833 до 0,850 г/см3, вязкость при 50*С от 8 до 12 СПЗ, содержание асфальтно-смолистых веществ не превышает 8-9 %.

Особенности всех рассмотренных нефтей является большое содержание высокомолекулярных парафиновых углеводородов (18-25%),

обуславливающих застывание нефти при температурах +28, +34*С. Начало выпадения парафина зафиксировано при температурах в диапазоне 37-48*С. Содержание серы невелико, в среднем 0,2%.

По анализам глубинных проб попутный газ нефтей V-XII горизонтов имеет удельный вес 1,058-1,175 г/л, содержание метана 62-67%, углекислый газ 0-1,2%, азота 4,04-10,85%.

Эксплуатация скважин на месторождении ведется механизированным способом. По состоянию на 01.01.2005 г. из 32 скважин, дающих продукцию,

12 скважины оборудованы установками СШНУ, 20 скважин - установками BШНУ.

1.4 Специальная часть

1.4.1 Краткий обзор по теме дипломного проекта

Гидродинамические расчеты составляют основную часть проектов разработки нефтяных месторождений. Поэтому правильной постановке задач и выбору расчетных параметров необходимо уделять особое внимание. В данном случае все параметры, характеризующие первоначальное состояние залежи, физические свойства пласта и пластовых жидкостей принимаются как исходные данные, собранные при геологическом изучении месторождения.

Как следует из геологического изучения, песчаники выбранного эксплуатационного объекта монолитные и характеризуются относительной выдержанностью литолого-фациального состава, крепкие, хорошо сцементированные. Это исключает образование песчаных пробок на забое скважин, и с этой точки зрения дебиты скважин не ограничены. Поэтому темпы разработки залежи будут ограничиваться забойными давлениями, количеством и размещением скважин.

1.4.2 Расчет по РНМ или технологический расчет по теме дипломного проекта

1.4.2.1 Расчет с использованием компьютерных программ

Исходные данные для проектирования

1) Периметр расчётного контура Р_р=41000 м

2) Площадь в расчётном контуре S_н=39,0•10⁶ м²

3) Эффективная толщена в контуре h_н=7 м

4) Глубина скважин Н=1820 м

5) Проницаемость к=0,26•10^-12 м²

6) Вязкость нефти м_н=2,4•10-³ Па•с

7) Вязкость пластов воды м_в=1,2•10-³ Па•с

8) Радиус скважин r_с=1,4•10^-3 м

9) Пористость m=0.2

10) Коэффициент нефтенасыщения в=0,876

11) Коэффициент нефтеотдачи з=0,65

12) Пересчётный коэффициент в=1,4 м³/т

13) Пластовое давление Р_пл=Н/10=1820/10=182атм=18,2 МПа

Выбор забойного давления

Для выбора расчетных вариантов разработки необходимо знать предел давления фонтанирования - минимальное забойное давление, при котором возможно фонтанирование, которое определяется по формуле:

, (1)

где Н=1820 м - средняя глубина скважин;

Р₂=0,5 МПа - буферное давление;

Р_нас=13,65 МПа - давление насыщения;

G_эф=22,2 м³/т - эффективно действующий газовый фактор;

d=2 - диаметр фонтанных труб, дюймы;

г_ср - средний удельный вес нефти, г/см³;

г_н.пл=0,76 г/см³ - удельный вес нефти в пластовых условиях;

г_н.пов=0,852 г/см³ = удельный вес нефти на поверхности.

Как видно, предел давления фонтанирования ниже начального на 6,6МПа, что позволяет рассматривать извлечение нефти из пласта фонтанным способом. В связи с этим предел давления фонтанирования, равный 11,6 МПа, принят в дальнейшем при расчете за нижний предел рациональной величины забойного давления.

Схематизация формы залежи

Выбранный эксплуатационный объект имеет неправильную геометрическую форму. Точный расчет для данного случая можно выполнить только на электроинтеграторе. Однако выяснено, что при соблюдении определенных условий замена формы залежи правильной геометрической фигурой дает достаточную точность. Заменим площадь выбранного эксплуатационного объекта площадью кольца, внешний периметр которого равен периметру расчетного контура.

Все дальнейшие расчеты проводятся для площади кольца. Замена кольцом делается, когда соотношение малой оси месторождения к большой более одной трети и менее одной второй. Если эта величина будет менее одной трети, то месторождение моделируется полосой.

Из условия замены определим внешний радиус кольца (радиус расчетного контура).

.

Радиус центральной батареи (последнего ряда) определяется из условия равенства площадей (запасов):

S_н= р(r_н² - r_ц²) , (2)

откуда

.

Рациональное размещение скважин для расчетных вариантов

Как было указано, радиус расчетного контура равен 6529 м, радиус последнего ряда равен 5496 м. Эксплуатационные ряды и скважины в них располагаем по методике ВНИИ. Для выбора рационального варианта разработки исследуем три расчетных варианта с различным числом эксплуатационных рядов, а именно, от одного до трех. В расчетах принимается, что одновременно в эксплуатации находятся максимально три ряда. Отключение каждого внешнего ряда означает конец этапа.

Здесь рассмотрим вариант, в котором число рядов равно трем, тогда

,

где r_ц = r₃ =5496 м - радиус последнего ряда.

На графике (рисунок 2.1) для заданного с₃ и числа рядов, равного трем, получим

,

тогда

r₂=6529•0,88=5745 м,

r₁=6529•0,94=6137 м.

По этому же графику находим

откуда

2 lg r_н - lg л₁ - lg lg r_н/r_c = 4,25

lg л₁=2 lg r_н - lg lg r_н/r_c - 4,25

lg л₁ =2 lg6529 - lg lg - 4,25

lg л₁=2,56.

Находим значения ,

Зная величины lg л/r_c² , и число рядов, работающих одновременно, находим на графике (рисунок 2.2) расстояние между скважинами в ряду. Соединяя точки, соответствующие значениям 0,132; 0,141; 0,093 на оси с точкой 8,3 на оси lg л/r_c², найдем 2у на каждом ряду для трех вариантов разработки.

Все значения /r_c сводим в таблицу 1.11.

Таблица 1.11

/rc	I вариант	II вариант	III вариант
1 ряд	4,2104	8,2104	1,2105
2 ряд	4,0104	7,6104	8,0104
3 ряд	4,8104	9,1104	1,8105

Откуда находим значения 2. (таблица 1.12).



Рисунок 1.2 - Расчетная диаграмма расположения рядов скважин



Рисунок 1.3 - Номограмма для определения расстояний между скважинами

Таблица 1.12

2, м	I вариант	II вариант	III вариант
1 ряд	117.6	229.6	336.0
2 ряд	112.0	212.8	224.0
3 ряд	134.4	254.8	504.0

Окончательно принимается:

r₁ =6137 м; r₂ =5745 м; r₃ =5496 м.

Найдем число скважин в рядах

n_i=2r_i /2_I , значения которых сводим в таблицу 1.13

Таблица 1.13

n	I вариант	II вариант	III вариант
1 ряд	328	168	115
2 ряд	322	170	161
3 ряд	257	135	68

Определение дебитов на отдельных этапах разработки для расчетных вариантов

Для определения ориентировочного времени разработки производим расчеты всех вариантов по формулам жесткого режима. Все расчеты производятся при постоянном забойном давлении. Работают одновременно три ряда. Время отключений считаем объемным методом. Расчеты на этой стадии производятся без учета добычи воды.

Забойные давления принимаем равными минимальному давлению фонтанирования. Давление на линии нагнетания принимается равным начальному пластовому давлению.

Для удобства расчетов все необходимые величины сводим в таблицу. Для каждого варианта составляется отдельная таблица.

Рассмотрим вариант с тремя рядами.

Найдем запасы между рядами

. (3)

Дебиты совместно работающих рядов определяются по формуле:

, (4)

где P_{c j} - забойное давление скважины j-го ряда;

_j и _j - внешние и внутренние сопротивления j-го ряда;

, (5)

Q_j - дебит j-го ряда.

При одновременной работе трех рядов (первый этап варианта I) система уравнений имеет вид:

Значения P_{c i}=Р_заб,. Результаты решения системы для трех вариантов, выполненные на компьютере, представлены в таблице 1.14.

Для выбора рационального варианта сделаем уточнения, принимая, что во всех вариантах на первом этапе добывается 5% воды, на втором и третьем этапах - 15% воды.

Определим среднегодовую добычу нефти за вычетом попутной воды по этапам.

I вариант.

1. 30,241.4080,95=28,729.337 т/сут.

2. 23,576.7180,85=20,040.210 т/сут.

3. 25,201.5270,85=21,421.298 т/сут.

II вариант.

1. 20,094.3440,95=19,089.627 т/сут.

2. 19,516.4150,85=16,588.953 т/сут.

3. 17,167.7570,85=14,592.594 т/сут.

III вариант.

1. 13,417.3930,95=12,746.523 т/сут.

2. 16,009.9700,85=13,608.474 т/сут.

3. 10,100.0950,85=8,585.081 т/сут.

Уточненные сроки разработки для I варианта:

1. ,

2. ,

3. .

В таблице 2.4 указаны уточненные сроки разработки для всех вариантов.

Таблица 1.14

I Вариант - По три ряда	II Вариант - По два ряда	III Вариант - По однму ряду
Работают три ряда	Работает два ряда	Работает один ряд
Дебит первого ряда, т/сут	22,719.107	Дебит первого ряда, т/сут	13,551.604	Дебит первого ряда, т/сут	13,417.393
Дебит второго ряда, т/сут	5,538.443	Дебит второго ряда, т/сут	6,542.740	Суммарный дебит, т/сут	13,417.393
Дебит третьего ряда, т/сут	1,983.858	Суммарный дебит, т/сут	20,094.344
Суммарный дебит, т/сут	30,241.408
Работают два ряда		Работает один ряд
Дебит второго ряда, т/сут	17,358.825	Дебит второго ряда, т/сут	13,053.561	Дебит второго ряда, т/сут	16,009.970
Дебит третьего ряда, т/сут	6,217.892	Дебит третьего ряда, т/сут	6,462.853	Суммарный дебит, т/сут	16,009.970
Суммарный дебит, т/сут	23,576.718	Суммарный дебит, т/сут	19,516.415
Работает один ряд		Работает один ряд
Дебит третьего ряда, т/сут	25,201.527	Дебит третьего ряда, т/сут	17,167.757	Дебит третьего ряда, т/сут	10,100.095
Суммарный дебит, т/сут	25,201.527	Суммарный дебит, т/сут	17,167.757	Суммарный дебит, т/сут	10,100.095
Уточненные сроки разработки по этапам и по вариантам разработки в годах
Срок разработки 1-го этапа	0.845921463	Срок разработки 1-го этапа	1.273087363	Срок разработки 1-го этапа	1.906618946
Срок разработки 2-го этапа	1.137687645	Срок разработки 2-го этапа	1.374378469	Срок разработки 2-го этапа	1.675389845
Срок разработки 3-го этапа	0.641312113	Срок разработки 3-го этапа	0.941418504	Срок разработки 3-го этапа	1.600187283
Срок разработки по I варианту	2.62	Срок разработки по II варианту	3.59	Срок разработки по III варианту	5.18

Добыча попутной воды по этапам для трех вариантов:

I вариант.

1. 30,241.4080,053650,846=0,467 млн. т,

2. 23,576.7180,153651,138=1,469 млн. т,

3. 25,201.5270,153650,641=0,885 млн. т.

II вариант.

1. 20,094.3440,053651,273=0,467 млн. т,

2. 19,516.4150,153651,374=1,469 млн. т,

3. 17,167.7570,153650,941=0,885 млн. т.

III вариант.

1. 13,417.3930,053651,907=0,467 млн. т,

2. 16,009.9700,153651,675=1,469 млн. т,

3. 10,100.0950,153651,600=0,885 млн. т.

Определение количества нагнетаемой воды

Для поддержания пластового давления (ППД) в пласт необходимо закачивать столько воды, сколько отбирается жидкости из этого пласта.

Объем воды требуемый для нагнетания:

I вариант

1. (8,871+0.467)1,4 = 13,072 млн.м³;

2. (8,322+1.469)1,4 = 13,707 млн.м³;

3. (5,014+0.885)1,4 = 8,259 млн.м³.

II вариант

1. (8,871+0.467)1,4 = 13,072 млн.м³;

2. (8,322+1.469)1,4 = 13,707 млн.м³;

3. (5,014+0.885)1,4 = 8,259 млн.м³.

III вариант

1. (8,871+0.467)1,4 = 13,072 млн.м³;

2. (8,322+1.469)1,4 = 13,707 млн.м³;

3. (5,014+0.885)1,4 = 8,259 млн.м³.

Определение забойного давления в нагнетательных скважинах

Давления на забое нагнетательных скважин определяется по формуле:

Р_зн= Р_наг+ Р_ст- Р_тр,

где Р_наг = 10 МПа - давление на выкиде насоса;

Р_ст = Н/100 = 18,2 МПа - гидростатическое давление столба воды в нагне-тательной скважине;

Р_тр - потери давления на трение, определяемые по формуле

(6)

где л - коэффициент трения, для определения которого найдем число Рейнольдса по формуле:

(7)

где D = 10 см - диаметр колонны;

м = 1 мПа?с = вязкость закачиваемой воды.

Принимая объем нагнетаемой воды q = 500 м³/сут, найдем:

Так как Re > 4000, то л определяем по формуле Блазиуса:



Тогда

Таким образом

Р_зн= 10 + 18,2 - 0,605 = 27,59 МПа.

Определение числа нагнетательных скважин

Число нагнетательных скважин определяется из трансцендентного уравнения:

, (8)

где ж = 2 - коэффициент загрязнения призабойной зоны нагнетательной скважины;

Q_н - объем закачки воды;

м = 1 мПа?с - динамическая вязкость закачиваемой воды;

r_наг=r_н+ 500 = 6529 + 500 = 7029 м - радиус нагнетательного ряда;

r_cн= 10^-4 м - приведенный радиус нагнетательной скважины.

Необходимое число нагнетательных скважин по вариантам разработки для всех этапов:

Iвариант



n₁ = 20.911?(7,847 - lg n₁), n₁= 121 скв;

n₂ = 16.366?(7,847 - lg n₂), n₂= 96 скв;

n₃ = 17.494?(7,847 - lg n₃), n₃= 102 скв.

II вариант

n₁ = 13.948?(7,847 - lg n₁), n₁ =83 скв;

n₂ = 13.548?(7,847 - lg n₂), n₂=80 скв;

n₃ = 11.917?(7,847 - lg n₃), n₃ = 71 скв.

III вариант

n₁ = 9.313?(7,847 - lg n₁), n₁ = 57 скв;

n₂ = 11.113?(7,847 - lg n₂), n₂= 67 скв;

n₃ = 7.011?(7,847 - lg n₃), n₃= 44 скв.

Результаты расчетов, сводятся в таблицу 1.15

Таблица 1.15 - Результаты расчетов

Показатель	Вариант 1	Вариант 2	Вариант 3
	1 этап	2 этап	3 этап	Всего	1 этап	2 этап	3 этап	Всего	1 этап	2 этап	3 этап	Всего
Добыча нефти на этап, млн.т.	8.871	8.322	5.014	22.207	8.871	8.322	5.014	22.207	8.871	8.322	5.014	22.207
Среднегодовая добыча нефти, млн.т./год	11.038	8.606	9.199	28.842	7.334	7.123	6.266	20.724	4.897	5.844	3.687	14.428
Добыча попутной воды, млн.т	0.467	1.469	0.885	2.821	0.467	1.469	0.885	2.821	0.467	1.469	0.885	2.821
Продолжительность этапа, год	0.846	1.138	0.641	2.625	1.273	1.374	0.941	3.589	1.907	1.675	1.600	5.182
Количество эксплуатационных скважин	907	579	257	907	338	305	135	473	115	161	68	344
Количество скважин, выбывших из эксплуатации	-	328	322	-	-	168	170	-	-	115	161	-
Количество нагнетательных скважин	121	96	102	121	83	80	71	83	57	67	44	57
Количество нагнетаемой воды, млн.м3	13.073	13.707	8.259	35.039	13.073	13.707	8.259	35.039	13.073	13.707	8.259	35.039

2. Экономическая часть

Нефтегазодобывающее управление «Жетыбайнефть» состоит из четырех групп организационных подразделений: аппарата управления, инженерно-технической службы, базы производственного обслуживания цехов и предприятий, непосредственно подчиненных руководству НГДУ.

Инженерно-техническая служба обслуживает выполнение текущего нефти и газа, собирает всю технологическую и производственную информацию о процессе добычи, координирует всех производственных подразделений на территории предприятия.

В состав инженерно-технической службы входят: центральная инженерно-техническая служба (ЦИТС) и нефтепромыслы.

Аппарат ЦИТС, возглавляемый начальником ЦИТС, заместителем начальника ЦИТС-а, состоит из 2-х групп:

- технологической, осуществляющей сбор и первичную обработку технологической информации, анализ текущего состояния добычи нефти, разработку мероприятий по поддержанию установленного технологического режима работы скважин;

- диспетчерской, осуществляющей надзор за производственным процессом и координацию деятельности производственных подразделений.

Нефтяные промыслы, за которыми закреплен определенный фонд скважин, собирают технологическую и производственную информацию, координируют работу по территории и поддерживают чистоту территории круг закрепленных за ними скважин и объектов. Эти службы ведут также надзор за работой всего эксплуатационного оборудования, связанного с закрепленным за ними фондом скважин.

В состав нефтепромысла входят: аппарат нефтепромысла, состоящий из начальника цеха, инженеров и техников по добыче нефти и производственного подразделения, состоящие из групп обходчиков, которые работают преимущественно днем, а также дежурный, бригады широкого профиля, работающие круглосуточно.

База производственного обслуживания является производственным подразделением НГДУ. Она осуществляет эксплуатацию числящегося на балансе управления и закрепленного за ней механического и энергетического оборудования, поддерживает их в рабочем состоянии и обеспечивает бесперебойную работу всех производственных объектов.

Основная задача БПО заключается в обеспечении бесперебойной работы скважины и других производственных объектов на установленном режиме.

соответствии с этим, база производственного обслуживания выполняет следующие функции:

- обеспечивает круглосуточную подачу на объекты всех видов энергии, а также воды и ведение учета их расхода;

- обеспечивает плановое, оперативное проведение средних и текущих ремонтов оборудования, модернизацию узлов и отдельных агрегатов, изготовление запасных частей и узлов, доставку их на производственные механического и энергетического оборудования, средств автоматизации;

-направляет механическое и энергетическое оборудование на капитальный ремонт и принимает его из капитального ремонта, обеспечивает консервацию неустановленного оборудования, подготавливает новые технологические средства к испытаниям, обеспечивает осуществление технологических мероприятий.

В составе БПО организованы следующие подразделения:

- цех проката и ремонта эксплуатационного оборудования (ЦПРЭО);

- цех про ката и ремонта электрооборудования и электроснабжения (цпрэо и ЭС);

- цех автоматизации производства (ЦАП);

- цех капитального ремонта устьевых нагревателей;

- цех пароводоснабжения.

Материально-техническое снабжение

Обеспечение предприятия производственными и оборотными фондами проводится через систему материально-технического снабжения.