Возможности трудоустройства.

Инженер по специальности «Разработка и эксплуатация нефтя­ных и газовых месторождений» может работать в управлениях буровых работ, на предприятиях капитального ремонта скважин, на нефтегазодобывающих предприятиях, в управлениях по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин, в управлениях забуривания боковых стволов скважин, в МЧС (по ликвидации аварий; фонтанная служба по ликвидации последствий аварий), в службах по подземному ремонту скважин, в проектных, научно-исследовательских институтах, на предприятиях транспорта угле­водородного сырья и т. д.

Инженер по специальности«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» со специализацией «Моделирование процессов разработки нефтяных и газовых месторождений» может работать на предприятиях всех форм собственности нефтегазовой отрасли, в научно-исследовательских институтах, в ВУЗах, проектных организациях, и т.д.

Месторождение расположено в 330 км к северу от г. Волгограда. Разведочные работы проводились в комплексе геолого-геофизических исследований, осуществлявшихся в северных районах Доно-Медведицкого вала и завершившихся открытием в 1919 г. Жирновского месторождения. В декабре 1951 г. при опробовании отложении тульского горизонта получен нефтяной фонтан, ознаменовавший открытие Бахметьевского месторождения. В результате последующих разведочных работ установлена нефтегазоносность двенадцати пластов. Бахметьевское месторождение является одним из крупных в Волгоградской области и разрабатывается с 1955 г. На площади месторождения до передачи его в эксплуатацию было пробурено 16 разведочных скважин.

Бахметьевское поднятие отделяется от находящегося к югу Жирновского небольшим прогибом амплитудой до 40 м. Оно имеет по каменноугольным отложениям резко асимметричное строение и вытянуто с северо-востока на юго-запад. Углы падения на западном крыле достигают 40°. на посточном 1° 40'--2°. Размер поднятия уменьшается с глубиной. По кровле воронежского горизонта складка узкая, вытянутая, со сводом, смещенным на юго-запад по отношению к сводам каменноугольных отложений. На север и восток мощность терригенного девона значительно сокращается.

Нефтегазоносность месторождения приурочена к каменноугольным и верхнедевонским отложениям.

Залежь нефти воронежского горизонта приурочена к доломитизированным трещиноватым известнякам и серым доломитам. Залежь небольшая, разрабатывается с сентября 1965 г. Дебит скважины составлял 10 т/сутки.

Нефть имеет плотность 0,821-- 0,835 г/см3, содержит 1,8--2,7% парафина, 0,31-- 0,93% серы, 5--12% смол акцизных; выход легких фракций (до 300° С) 52--56%.

Залежь нефти и газа евлановско-ливенского горизонта приурочена к переслаиванию известняков, доломитов и доломитизированных известняков. Известняки трещиноватые, с псевдоолитовой структурой. Залежь расположена в самой верхней части горизонта и имеет небольшой размер. Начальный дебит скважин 40 т/сутки. Залежь разрабатывается с 1963 г.

Нефть легкая, плотностью около 0,815 г/см3, малосернистая (0,31%), малосмолистая (около 7% акцизных смол), парафинистая (3,49%); выход легких фракций (до 300° С) 54--66%.

Залежь нефти и газа кизеловского горизонта связана с органогенными детритусовыми известняками, участками перекристаллизованными, содержащими небольшие прослои глин.. Залежь нефти небольшая, плавающая. В верхней части пласта обнаружена небольшая газовая шапка. Залежь разрабатывается с 1960 г. со средним начальным дебитом на скважину 20 т/сутки.

Нефть имеет плотность 0,874-- 0,908 г/см3, содержит 3,3--4,6% парафина. 0,3--0,8% серы, 12--30% смол акцизных: выход легких фракций (до 300° С) 26--41%.

Залежь нефти и газа бобриковского горизонта приурочена к серым и темно-серым песчаникам, средне- и мелкозернистым, кварцевым, слабосцементированным. Залежь пластовая сводовая, разрабатывается с 1956 г. с поддержанием пластового давления. Начальный дебит скважин 27,2 м3/сутки.

Нефть имеет плотность 0,868 г/см3, вязкость 18,51 сст, содержит 0,30% серы, 17% акцизных смол и 0,71% парафина. Выход легких фракций (до 300° С) достигает 45%.

В тульском горизонте залежи нефти и газа обнаружены в трех пластах: Б-1, А-2 и А-1.

Газонефтяная залежь пласта Б-1 тульского горизонта приурочена к нескольким песчаным прослоям, объединенным в две пачки с общим контуром нефтеносности, но с различным положением газонефтяного контакта. Коллекторами являются слабосцементированные песчаники. Залежь пластовая сводовая; средний дебит скважин 31,7 т/сутки. Залежи разрабатываются с 1955 г. с применением законтурного заводнения.

Нефть тульского горизонта имеет плотность 0,860 г/см3, вязкость 48,31 сст, содержит 0,23% серы, 6,17% смол силикагелевых, 2,48% парафина; выход легких фракций (до 300° С) 45%.

Газонефтяная залежь в пласте А-2 приурочена к рыхлым мелко-и среднезернистым кварцевым песчаникам. Залежь пластовая сводовая. Разрабатывается с 1957 г. Газонефтяная залежь в пласте А-1 приурочена к серым органогенным зернистым известнякам, залегающим на 7--10 м ниже кровли горизонта. Залежь нефти небольшая, с газовой шапкой, в разработку не введена.

Залежь нефти намюрского яруса связана со светло-серыми известняками зернистыми, сахаровидными, трещиноватыми и пористыми. Залежь пластовая сводовая, разрабатывается с 1959 г.; дебиты скважин 20--1000 т/сутки.

Нефть тяжелая, плотность 0,904 г/см3, вязкая (123,2 сст), малосернистая (0,52%), содержит 6,88% силикагелевых смол, 0,27% парафина; выход легких фракций (до 300° С) 29--32%.

Залежь нефти нижнебашкирского подъяруса связана с пористыми и кавернозными известняками. Залежь нефти разрабатывается с 1960 г.

Нефть тяжелая, плотностью 0,905 г/см3, малосернистая, содержит 0,5% серы, 29,0% акцизных смол и 0,70% парафина; выход легких фракции (до 300° С) 30--34%.

Залежи нефти и газа верхнебашкирского подъяруса приурочены к четырем пластам. Коллекторские свойства IV пласта незначительно отличаются от свойств вышележащей пачки I--III пластов. Дебиты нефти 1--7 т/сутки.

Нефть имеет плотность 0,899 г/см3, она вязкая (97,6 сст), малосернистая (до 0,36%), содержит 10,7% силикагелевых смол и 0,49% парафина; выход легких фракций (до 300° С) 25--35%.

 

 

ВАРИАНТ 2

3.2. Системы разработки залежей нефти

Система разработки – это совокупность технико-технологических и организационных взаимосвязанных инженерных решений, направленных на перемещение нефти (газа) в продуктивных пластах к забоям добывающих скважин. Система разработки включает последовательность и темп разбуривания залежи; число, соотношение, взаимное расположение нагнетательных, добывающих, специальных (контрольных и др.) скважин, очередность их ввода; мероприятия и методы по воздействию на продуктивные пласты с целью получения заданных темпов извлечения углеводородов; мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки залежей.

 

Разработка нефтяного месторождения должна вестись по системе, обеспечивающей наилучшее использовани

е природных свойств нефтяного пласта, режима его работы, технологии и техники эксплуатации скважин и других объектов и сооружений при обязательном соблюдении норм охраны недр и окружающей среды. Система разработки залежи должна

обеспечить непрерывный контроль и регулирование процесса разработки месторождения с учетом новых сведений о геологическом

строении, получаемых при разбуривании и эксплуатации залежи. Чем полнее изучен геолого-промысловый материал, тем точнее определяется система разработки нефтяной залежи. Данные о структуре пласта, его эффективной

нефтенасыщенной толщине, расчленении на отдельные пропластки и зоны позволяют выполнить построение структурных карт и геологических профилей с нанесением положения газонефтяных и водонефтяных контуров (контактов). Данные, характеризующие геометрию пласта, позволяют определить запасы нефти и газа, и выбрать варианты размещения скважин. Данные о режиме работы пласта, размерах и свойствах водонасыщенной зоны, динамика пластового давления позволяют обосновать необходимость его поддержания, определить

потенциальные дебиты скважин и сроки разработки залежи. Для определения режима работы пласта, его свойств и особенностей всесторонне изучается не только з

она пласта, насыщенная нефтью, но и зона, насыщенная водой и газом. На основе оценки и сопоставления таких показателей, как начальное пластовое давление, давление насыщения нефти газом, размеры и свойства водонасыщенной зоны или размеры газовой шапки и другие, можно прогнозировать доминирующий режим работы залежи в первые периоды ее разработки. В первоначальном проектном документе по разработке следует ориентироваться на равномерную сетку скважин до тех пор, пока в процессе разбуривания всей залежи не будут выявлены такие ее особенности, которые потребуют сгущения сетки на отдельных

участках. Комплексно, на основе геологического, гидродинамического и технико-экономического анализа, должна решаться задача об определении общего числа скважин, о положении рядов и выборе расстояний между скважинами в рядах. Процесс поддержания пластового давления путем закачки воды может начинаться как с законтурного, так и с тех или иных вариантов внутриконтурного заводнения. В зависимости от неоднородности разрабатываемого пласта, соотношения вязкостей нефти и воды, плотности размещения основного фонда скважин, технико-экономических показателей разработки устанавливается количество скважин резервного фонд. Большая часть нефтяных месторождений характеризуется наличием двух, трех и более продуктивных пластов. Выделение эксплуатационных объектов на многопластовых месторождениях – одна из задач при проектировании системы разработки. Эксплуатационный объект – это один или несколько продуктивных пластов, разрабатываемых отдельной (самостоятельной) сеткой скважин. После выделения эксплуатационных объектов формирование системы разработки месторождения включает, укрупненно, следующие мероприятия: 1) определение очередности разработки объектов и их разбуривание; 2) управление движением нефти к скважинам и подъем жидкости на поверхность; 3) регулирование баланса пластовой энергии; 4) управление потоками нефти (нефти, газа и воды) на поверхности.

4.5. Технологическая схема разработки нефтяного месторождения

Технологическая схема разработки нефтяных месторождений является одним из основных проектных документов, по которым разрабатывается большинство месторождений России (70 %). Технологические схемы разработки составляются для запасов категорий А, В, С1 и С2. В технологической схеме разработки обосновываются: – адресная геолого-промысловая модель (статическая); – выбор способов и агентов воздействия на пласты; – порядок ввода объектов в разработку; – способы и режимы эксплуатации скважин; – уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов, обеспечивающие наиболее полную выработку; – вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением; – вопросы, связанные с физико-химическими, тепловыми и другими методами повышения нефтеизвлечения из пластов, показатели эффективности внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов; – выбор рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования; – мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин; – требования к системам сбора и промысловой подготовки продукции скважин;

– требования к системам поддержания пластового давления (ППД) и качеству используемых агентов; – требования и рекомендации к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин; – мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки, комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин; – специальные мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин; – объемы и виды работ по доразведке месторождения; – вопросы, связанные с опытно-промышленными испытаниями новых технологий и технических решений. В технологических схемах рассматриваются, как правило, от трех до пяти вариантов. Технико-экономические расчеты проводятся на период 20–30 лет ежегодно, затем по 5 и далее по 10 лет до конца разработки. Технологическая схема – проектный документ, определяющий с учетом экономической эффективности принципы воздействия на пласты и предварительную систему промышленной разработки месторождения. Исходной первичной информацией для составления технологической схемы разработки месторождений являются данные разведки, подсчета запасов, результаты лабораторных исследований процессов воздействия, керна и пластовых флюидов, пробной эксплуатации разведочных скважин или первоочередных участков, требования технического задания на проектирование и нормативная база. В технологических схемах разработки по залежам, значительная часть запасов которых сосредоточена в недостаточно разведанных участках или пластах (запасы категории С2), проектные решения должны приниматься с учетом необходимости доразведки и перспектив разработки всего месторождения. Кроме основного фонда эксплуатационных скважин в технологической схеме предусматривается фонд резервных скважин для

 

вовлечения в разработку запасов отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку основным фондом и выявлены в ходе реализации проектных решений. Число резервных скважин может составлять 10–25 до 30 % в зависимости от изученности объекта, прерывистости пластов, плотности сетки основного фонда и т.д.

5.3.2. Мицеллярное заводнение

Более совершенными по сравнению с растворами ПАВ и другими применяемыми при заводнении реагентами следует считать мицеллярные растворы (микроэмульсии), так как при заводнении ими продуктивных пластов используется преимущество смешивающегося вытеснения. При этом граница раздела между закачиваемыми и пластовыми жидкостями отсутствует, поскольку мицеллярные растворы смешиваются без фазового разделения и с водой, и с нефтью. Особенностью мицеллярного заводнения является то, что для конкретных геолого-физических условий по вязкости нефти и другим параметрам в лабораторных условиях подбирается определенная композиция нескольких реагентов, последовательность их закачки, величина оторочек и концентрации. Одним из эффективных методов повышения нефтеотдачи пластов является мицеллярный раствор. Технология извлечения нефти включает в себя: последовательную закачку в пласт предоторочки пресной или опресненной воды; оторочку мицеллярного раствора (основной элемент, способствующий наиболее полному извлечению нефти); буферную оторочку полимера и, наконец, воды, проталкивающей эти оторочки по пласту. Мицеллярные растворы представ

ляют собой очень тонкие дисперсии углеводородов в воде или воды в углеводороде, стабилизированные специально подобранными смесями ПАВ. Закачка в пласт предоторочки пресной воды до закачки мицеллярного раствора и буферной оторочки раствора полимера предназначается для предотвращения разрушения и увеличения срока жизни мицеллярного раствора в пласте-коллекторе. Применяемый мицеллярный раствор для повышения нефтеотдачи пластов состоит из следующих основных компонентов: нефтерастворимого ПАВ, содетергента, углеводородного растворителя, солей. Нефтерастворимый ПАВ – основной компонент мицеллярного раствора – может быть анионным, катионным, неионогенным. Наиболее часто применяются нефтяные сульфонаты, средняя молекулярная масса которых составляет 400–524 а.е. (атомных единиц). Содетергент оказывает такое же действие, как и ПАВ, который зависит от числа и расположения атомов углерода. Наиболее распространенные содетергенты – низшие спирты, содержащие меньше четырех атомов углерода в основной цепи: метиловый, этиловый, изопропиловый, вторичный и третичный бутиловый спирты и некоторые кетоны, например ацетон. Спирты выполняют разнообразные функции, например повышают растворимость ПАВ в воде, уменьшают их адсорбцию на породе. В качестве углеводородного растворителя применяют керосин, газоконденсат, легкие фракции нефти т.п. Действие солей зависит в основном от природы и структуры ПАВ. Ионы могут стабилизировать мицеллы или разрушать их. Любой мицеллярный раствор может быть эффективен в довольно узком диапазоне минерализации вблизи оптимального значения [25]. В табл. 5.1 представлена последовательность процесса закачки при мицеллярном заводнении. В общем случае после закачки пресной воды сначала в пласт закачивается оторочка ПАВ величиной 20 % от нефтенасыщенного объема пор концентрацией 5–10 %. Затем закачивается оторочка мицеллярного раствора величиной 2,5–5 % нефтенасыщенного объема пор. Позднее закачивается буферная оторочка полимерного раствора величиной от 40 до 100 %. В дальнейшем композиция, составленная из трех реагентов, про

 

двигается по пласту закачиваемой пресной или технической водой, величина оторочки 1,5–2 объема пор пласта. При оторочке мицеллярного раствора в 2,5 % вытесняется 80 %, а при 5 % практически полный объем нефти и коэффициент нефтеотдачи достигает 100 % Виды профессиональной деятельности.

Эксплуатационная деятельность:

· эксплуатация и контроль за состоянием объектов нефтегазового производства, инженерный мониторинг;

· контроль за соблюдением технологической дис­циплины и правильной эксплуатации технологического оборудования;

· соблюдение требований и методов использования оборудования, правил, действующих норм и условий его работы;

· установление причин неисправностей при работе технологического оборудования, технологии производства, принятие мер по их устранению;

· использование передовых методов ремонта и ре­новация технологического оборудования.

Организационно-управленческая деятельность:

· организация работы коллектива исполнителей, принятие управленческих решений в условиях различных мнений;

· нахождение компромисса между различными тре­бованиями (стоимости, качества, безопасности и сроков ис­полнения) как при долгосрочном, так и при краткосрочном планировании и определении оптимальных решений;

· оценка производственных и непроизводственных затрат на обеспечение качества продукции;

· осуществление технического контроля и управле­ния качеством нефтегазовой продукции.

Научно-исследовательская деятельность:

· фундаментальные и прикладные исследования в области нефтегазового дела;

· создание новых технологий, технических средств;

· выполнение опытно-конструкторских разработок;

· анализ состояния и динамики объектов деятель­ности с использованием необходимых методов и средств.

Проектно-конструкторская деятельность:

· формирование целей проекта (программы), ре­шение задач, критериев и показателей достижения целей, построение структуры и взаимосвязей, выявление приоритетов решения задач с учетом нравственных аспектов деятельности;

· разработка обобщенных вариантов решения про­блемы, анализ этих вариантов, прогнозирование последствий, нахождение компромиссных решений в условиях многокритериальности, неопределенности, планирование реализации проекта;

· использование информационных технологий при разработке проектов нефтегазовых объектов и производств;

· разработка проектов технических условий, стан­дартов и технических описаний.

Инженер по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» будет знать:

· свойства исходного сырья, материалов и реагентов, влияние их свойств на ресурсосбережение и надежность технологических процессов;

· способы осуществления основных технологических процессов;

· прогрессивные методы эксплуатации технологического оборудования; основы разработки малоотходных, энергосберегающих экологически чистых технологий;

· методы проектирования технологических процессов, обеспечивающих получение эффективных решений при строительстве или реконструкции предприятий отрасли;

· передовые методы ремонта технологического оборудования и средств автоматизации технологических процессов;

· экономико-математические методы при выполнении экономических расчетов в процессе управления;

· методы организации производства и эффективной работы трудового коллектива на основе современных мето­дов управления.

Инженер по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» будет владеть:

· методами определения оптимальных и рацио­нальных технологических режимов работы оборудования;

· методами управления проектирования действую­щих технологических процессов обеспечивающих выпуск продукции, отвечающей требованиям стандартов и рынка;

· компьютерными технологиями и методами про­ектирования обеспечивающих получение и эффективных решений при строительстве технологических решений при строительстве скважин, эксплуатации нефтегазовых место­рождений, транспорте углеводородного сырья;

· методами анализа причин возникновения непола­док в производственном процессе и разработки мероприятий по их предупреждению;

· методами разработки технологических и техничес­ких заданий на новое строительство, реконструкцию нефтегазовых объектов, обоснования технологической схемы производства и охраны труда, обеспечения экологической чистоты производства;

· принципами выбора наиболее рациональных способов защиты порядка действия коллектива предприятия (цеха, отдела, лаборатории) в чрезвычайных ситуациях.

Возможности продолжения образования выпускника.

Инженер по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», освоивший основную образовательную программу высшего профессионального образования подготовлен к обучению в аспирантуре по направлениям: 250017 — Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений; 051318 — Математическое моделирование,

численные методы и комплекс программ.