ПРОИЗВОДСТВ ПРАКТИКА


Министерство образования и науки РФ
ФГБОУ ВО «Иркутский национальный исследовательский
технический университет»
Межотраслевой региональный центр повышения
квалификации и переподготовки специалистов
Кафедра нефтегазового дела

О Т Ч Ё Т
о прохождении производственной практики
на ООО «Иркутская нефтяная компания»
Студента Скибина А.А., ЭОДНпкбз-15
(ФИО, группа, подпись)
Руководитель практики от кафедры
Карпиков А.В., доцент кафедры НГД
(ФИО, должность, подпись)
Руководитель практики от предприятия
Поздеев А.Я., зам. нач. СМУ ООО «ИНК»
(ФИО, должность, подпись)
Допущен к защите _______________________
______________________________________
(ФИО, подпись, дата)
Оценка по практике _____________________
(неуд., удовл., хор., отл.)
Комиссия по защите отчётов:
______________________________________
(подпись, ФИО)
______________________________________
(подпись, ФИО)
______________________________________
(подпись, ФИО)
Содержание отчета на ______ стр.
Иркутск 2017
Д Н Е В Н И К
прохождения практики
студента Скибина Артёма Александровича
(фамилия, имя, отчество)
курса ______________________________
направление «Нефтегазовое дело»
____________________________________
Профиль «Эксплуатация и обслуживание
объектов добычи нефти»______________
На ООО «Иркутская нефтяная компания»
(наименование предприятия)
Иркутск 2017
УТВЕРЖДАЮ
Заведующий кафедрой
нефтегазового дела
_____________/__________/
ЗАДАНИЕ НА ПРОИЗВОДСТВЕННУЮ ПРАКТИКУ
Студента____Скибина А.А.______________________________________________________
Группы _____ЭОДНпкбз-15____курса____________________________________________
Направление_________________нефтегазовое дело_________________________________
ОСНОВНОЕ ЗАДАНИЕ:
ознакомиться с предприятием;
пройти инструктажи на рабочем месте по технике безопасности, противопожарным мероприятиям и мерам оказания первой помощи;
выполнять задания и обязанности, возложенные руководителем практики от предприятия или руководителем структурного подразделения;
вести дневник по практике;
собрать материал для отчета по практике, в том числе: стратиграфическая схема с разрезом с указанием положения продуктивных горизонтов, физико-химических свойств продуктивных горизонтов, суточная и годовая добыча нефти, распределение температур по стволу скважины, методы добычи нефти, осложнения при добыче нефти (в скважинах и продуктивных горизонтах), методы ликвидации осложнений, методы исследования скважины, интенсификация притоков и КИН, замеры дебитов в пластовой продукции (нефти, воды, газа), чистка, подготовка и стабилизация нефти, хранение подготовленной нефти в резервуарах, виды ППД, подготовка агентов вытеснения; в нагнетательных скважинах, основные схемы УПН, обессоливание нефти, разрушение эмульсий, обезвоживание нефти, основные методы контроля за разработкой залежей нефти, карта залежей нефти, карта изобар по залежам, график разработки месторождения, схема УПН, таблица добычи нефти за последние 5 лет, формула притока нефти и индикаторная линия.
составить отчет по результатам практики.
ДОПОЛНИТЕЛЬНОЕ ЗАДАНИЕ РУКОВОДИТЕЛЯ ПРАКТИКИ:
составить краткие письменные ответы на вопросы, назначенные руководителем практики от вуза (перечень вопросов приведены в приложениях 3 и 4 к Методическим указаниям по организации производственной практики), ответы приложить к отчету.
ЗАДАНИЕ ПО НИРС:
дать характеристику новой технике и технологиям, которые применяются на предприятии для повышения дебита нефти;
составить предложения по совершенствованию процессов разработки и эксплуатации скважины (месторождения).
Дата выдачи задания: «____» ______________________2017 г.
Руководитель практики от университета: __________________/_____________________/
Методические указания получил: _______________________/______________________/
Руководителем практики от предприятия назначен:
____Поздеев А.Я., заместитель начальника СМУ ООО «ИНК»__________
(ФИО, должность)
________________________________________________________________
Виды выполняемых работ на практике студентом
(заполняется студентом)
№ п/п Период Краткое содержание выполненных работ Подпись руководителя от предприятия
1. 25.09-27.09 Знакомство с сотрудниками, ознакомление с внутренними документами, прохождение инструктажа по технике безопасности, ознакомление с положением о коммерческой тайне.
2. 28.09-30.09 Составление организационной схемы управления компанией, знакомство с деятельностью организации в целом, заполнение расходных накладных
3. 01.10-02.10 Участие в оперативных совещаниях 4. 03.10-05.10 Подбор чертежей в качестве примера для будущего дипломного проекта
5. 06.10-10.10 Изучение технической документации 6. 11.10-15.10 Изучение теории по теме работы и отчёта
Дата фактического прибытия
студента на предприятие ____________25.09.17_____________
Дата фактического убытия
студента с предприятия ____________15.10.17_____________
Начальник отдела кадров ________________________________
(ФИО, подпись)
МП

Производственная характеристика
и оценка работы студента руководителем предприятия
Ф.И.О студента Скибин А.А.
Направление 21.03.01 «Нефтегазовое дело»
Профиль «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти»
Сроки прохождения практики ___25.09.17-15.10.17___________________
Наименование организации ООО «Иркутская нефтяная компания»
_______________________________________________________________
Степень теоретической и практической подготовки студента, полученные навыки, характеристика работы студента
За время прохождения практики (ФИО) ознакомился  со структурой предприятия в целом, а также работой (наименование отдела). Принимал участие в подготовке документов.
Проявил себя как человек компетентный, исполнительный, аккуратный, ответственно относится к порученным заданиям. Легко идет на контакт, что неоднократно помогало ему при выполнении ряда задач. Умело применяет теоретические знания, полученные в период обучения в практической деятельности,  внимателен при работе с документами, легко ориентируется в их содержании. Владеет навыками работы за компьютером, которые использовал  при составлении различных документов.
2.Краткая аннотация отчёта по практике, представленная студентом
Отчет содержит информацию о проделанной работе, а именно: общая характеристика предприятия; состояние деятельности в области управления персоналом; основные вопросы деятельности и задачи (наименование отдела); выполняемые обязанности; результаты работы студента; дневник прохождения практики аналитическое резюме.
3. Замечания руководителя о прохождении практики студентом
Замечаний и нареканий нет.
Оценка отчёта по практике ___________________________
(отлично, хорошо, удовл., неудовл.)
Руководитель практики
(должность) _____________ Поздеев А.Я.
(подпись) (ФИО)
Печать организации
Со ст.327 УК РФ ознакомлен ________________ / Скибин А.А. /
подпись ФИО студента
Содержание
Введение……………………………………………………………………... 7
Вводный инструктаж и инструктаж по технике безопасности на рабочем месте................................................................................................. 8
Противопожарные мероприятия. Меры оказания первой помощи……... 9
Географо-экономическая характеристика района работ………………… 10
Нефтегазоносность ЯНГКМ……………………………….………………. 12
Перспективы нефтегазоносности Ярактинской площади………………. 13
Запасы нефти Ярактинского НГКМ………………………………………. 14
Искусственное воздействие на пласт путем закачки воды……………… 19
Наземные кустовые насосные станции……………………………………. 23
Подземные кустовые насосные станции……………...…………………… 24
Заключение…………………………………………………………………... 25
Список использованной литературы…………………………………………. 26
Введение
Студенты, обучающиеся по образовательной программе 21.03.01 «Нефтегазовое дело», по профилю «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти», проходят производственную практику. Согласно договора №112-ЭОДН-17 по МРЦПК ИРНИТУ я проходил производственную практику в ООО «Иркутская нефтяная компания» с 25.09.17 по 15.10.17. Практика проходила на объекте ЯНГКМ, в СМУ ООО «ИНК». Целью практики является сбор материала, чертежей для подготовки ВКР. Основные её задачи можно сформулировать следующим образом:
1. Пройти инструктажи по технике безопасности на объектах ЯНГКМ.
2. Получение практических знаний, способствующих лучшему усвоению теоретического материала в процессе дальнейшего обучения по специальности.
3. Произвести оценку нефтегазоносности района Ярактинской площади.
4. Охарактеризовать район работ по географо-экономическому положению.
5. Оценить запасы нефти ЯНГКМ.
6. Проанализировать систему искусственного воздействия на пласт, применяемую на месторождении.
7. Дать описание работы БКНС.
Вводный инструктаж и инструктаж по технике безопасности на рабочем месте
Вводный инструктаж. Все принимаемые на работу лица, а также командированные в структурные подразделения Общества работники и работники сторонних организаций, выполняющие работы на выделенном участке, обучающиеся образовательных учреждений соответствующих уровней, проходящие производственную практику проходят в установленном порядке вводный инструктаж. После прохождения вводного инструктажа и медицинской комиссии работники направляются на работу в производственное подразделение, на участок, бригаду для прохождения инструктажа на рабочем месте.
Инструктажи на рабочем месте.
После прохождения вводного инструктажа все рабочие должны пройти первичный инструктаж на рабочем месте.
Первичный инструктаж.
Первичный инструктаж на рабочем месте проводится до начала самостоятельной работы.
При этом в службу охраны труда предоставляются копии документов о прохождении стажировки, первичной и последней проверки знаний требований охраны труда с прежнего места работы.
Цель первичного инструктажа на рабочем месте:
- обучение каждого рабочего или обучающегося образовательных учреждений соответствующих уровней, проходящими производственную практику (практические занятия) правильным и безопасным методам и приемам выполнения работ;
- основные его обязанности и ответственность за соблюдение требований инструкций по охране труда и других, в том числе локальных, нормативных документов (проектов производства работ, технологических регламентов, инструктивных карт и т.п.);
- правила поведения на рабочем месте, на территории структурного подразделения, цеха, общие сведения о производственном процессе и применяемом оборудовании, машинах и механизмах, основные опасные и вредные производственные факторы.
Проведение первичного инструктажа на рабочем месте возлагается на руководителя производственного подразделения в непосредственное подчинение, которого направлен вновь принятый на работу, прошедшего в установленном порядке обучение по охране труда и проверку знаний требований охраны труда.
Продолжительность проведения первичного инструктажа на рабочем месте определяется инструктирующим с учетом предъявляемых к персоналу требований безопасности до полного осознанного усвоения им изучаемых материалов.
Инструктирующий по окончании инструктажа должен убедиться в том, что рабочий усвоил безопасные методы и приемы выполнения работы и практически знает и понимает требования инструкций по охране труда, а также требования безопасности, относящиеся к его работе и конкретному рабочему месту.
Рабочий, показавший неудовлетворительные знания, к самостоятельной работе или практическим занятиям не допускается и обязан вновь пройти инструктаж.
Противопожарные мероприятия. Меры оказания первой помощи
Пожарная профилактика – это совокупность основных противопожарных мероприятий, направленных на исключение возникновения пожара. Мероприятия по пожарной безопасности разделяются на четыре основные группы:
– предупреждение пожаров, т.е. исключение причин их возникновения;
– ограничение сферы распространения огня;
– обеспечение успешной эвакуации людей и материальных ценностей из сферы пожара;
– создание условий эффективности тушения пожара.
Обеспечение мер пожарной безопасности достигается выполнением основных мероприятий по предупреждению пожаров:
– знание технологического процесса производства и выполнение правил пожарной безопасности;
– недопущение применения открытого огня (сварочные работы, разогрев трубопроводов открытым огнем и т.д.) на временных местах без соответствующего оформления наряда-допуска;
– разработка подготовительных мероприятий, направленных на недопущение пожаров при проведении огневых работ в пожароопасных и взрывопожароопасных зонах;
– применение технологического оборудования, имеющего исправные системы предотвращения и ликвидации пожароопасных ситуаций;
– недопущение применения неискробезопасного инструмента и оборудования во взрывопожароопасных зонах;
– выполнение требований инструкций о мерах пожарной безопасности как для всего предприятия, так и для отдельных объектов;
– организация обучения противопожарного инструктажа и пожарно-технического минимума;
– применение исправного электрооборудования и эксплуатация его в соответствии с требованиями технических паспортов, правил устройства электроустановок.
Географо-экономическая характеристика района работ
Ярактинское газоконденсатное месторождение с нефтяной оторочкой в административном положении расположено в северной части Усть-Кутского и южной части Катангского районах Иркутской области. Площадь всего месторождения - 315,00 км2, в том числе чисто нефтяная зона -81,84 км2.
Южнее на 80 км Ярактинского месторождения расположено Марковское газоконденсатное нефтяное месторождение, открытое и разведанное в районе п.Верхне-Марково, расположенного на судоходной реке Лена, в 150 км вниз по течению от г.Усть-Кута.
Город Усть-Кут в западном направлении связан железнодорожной веткой Тайшет-Лена с транссибирской магистралью, в восточном направлении построена Байкало-Амурская магистраль.
Усть-Кут является важным центром, через который осуществляется снабжение всего народного хозяйства обширных районов Восточной Сибири и Якутии в разделах бассейна р. Лена вплоть до Северного Ледовитого океана. Многочисленные груза, поступающие на станцию Лена, перерабатываются крупнейшим речным портом России-Осетрово и далее следуют речным транспортом по р.Лена и ее притокам к предприятиям и стройкам этой части Сибири. По трассе железнодорожной ветки Тайшет-Лена расположены Коршуновский горно-обогатительный комбинат, Братский промышленно-энергетический комплекс, включающий крупные лесодобывающие и лесоперерабатывающие предприятия.
Расстояние от г.Усть-Кута (станция Лена) по железной дороге до узловой станции Тайшет -720км, а до областного центра г. Иркутска-1389км.
Район Ярактинского месторождения входит в состав Приленской плоской возвышенности, которая является частью обширного Средне-Сибирского плоскогорья, представляющего собой слабовсхолмленную равнину, образованную широкими плоскими водоразделами, глубоко расчлененными современной гидросетью.
Средняя высота водоразделов не превышает 550-600м над уровнем моря. Максимальные абсолютные отметки на водоразделах достигают 650м, а минимальные в долинах рек - 400м.
Непосредственно Ярактинское месторождение расположено на водоразделе между верховьями рек Ниж.Тунгуски и Непы.
Река Ниж.Тунгуска протекает южнее исследуемого района. Средняя скорость течения в этой части реки 0,4м/сек. Максимальная глубина реки 2-2,5 м, минимальная 0,5 м. Ширина русла 10-12м. Наиболее высокий уровень воды наблюдается во время весенних паводков. Река в этой части не судоходна. Наиболее значительными притоками р.Ниж.Тунгуски на площади работ являются р. р.Хайл, Яракта, Гульмок и др.
Река Непа протекает севернее разведанного месторождения и также практически не судоходна. Средняя скорость течения реки около 0,5м/сек. Максимальная глубина 2,5м, минимальная 0,5-1 метр. Ширина реки в районе работ 7-10 метров. Наиболее крупным притоком р.Непы на площади работ является р.Кирон.
Основными особенностями гидрологического режима рек является: питание за счет атмосферных осадков и таянья сезонной и многолетней мерзлоты, относительная многоводность стока в различное время года.
Климат района резко континентальный, со значительными колебаниями суточных и сезонных температур, с продолжительной холодной зимой и коротким жарким летом. Самыми холодными месяцами являются декабрь и январь с температурой воздуха до -48° -55°С.
Максимальная температура приходится на июнь-июль и достигает +30° +35°С. Средне годовая температура воздуха -3,5°С. Количество осадков составляет 350мм в год, причем, большая часть их приходится на осенне-летний период и в значительной степени затрудняет проведение геологоразведочных работ.
Постоянный снеговой покров держится с середины октября до начала мая. Высота его не велика (0,8-0,9м), что в сочетании низкими температурами, продолжительной зимой, обуславливает глубокое промерзание грунта. Полное оттаивание грунта происходит только в конце июля. На северных затаеженных склонах водоразделов мерзлота держится круглый год.
Ледостав на p.p.Ниж.Тунгуска и Непа начинается в середине октября. Полностью ото льда реки освобождаются в середине мая.
Растительность района типично таежная и состоит, в основном, из хвойных пород леса, среди которых преобладает сосна. Подчиненное значение имеют: лиственница, ель, кедр, пихта, береза и осина.
В районе работ населенные пункты отсутствуют, местность покрыта сплошной тундропроходимой тайгой, с сильно расчлененным рельефом. До ближайших населенных пунктов, расположенных преимущественно по берегам р.Лена, 80-100км, до г.Усть-Кута расстояние по прямой 140км в направлении на юго-запад.
Местное население занято в леспромхозах, в сельском хозяйстве, пушном промысле.
Обустроенных дорог на площади нет. Надежное передвижение по зимним дорогам и перевозка грузов возможна только в период с декабря по март. В летнее время перевоз возможен лишь вездеходным транспортом в сухую погоду.
Все виды оборудования, материалы и инструменты для буровых доставляют в три этапа: по железной дороге до г.Усть-Кута (станция Лена), затем в период навигации баржами, а в зимнее время автомашинами до п. В-Марково на расстояние 150км и далее до буровых, расстояние от 100 до 160км. Часть грузов, а также рабочие вахты на буровые доставляются вертолетами с базы экспедиции. Транспортные перевозки, в период навигации по р. Лене, можно осуществлять с середины октября.
Водоснабжение буровых осуществляется из естественных водостоков по трубопроводам или специальных колонковых скважин глубиной до 150- 200м.
В качестве источников энергии при проведении буровых работ и на базе экспедиции используются исключительно ДВС, однако, в настоящее время ведется проектирование ЛЭП-110 от г.Киренска, строительство которой создает перспективу ее использования для нужд бурения.
Из местных строительных материалов наибольшее значение и применение имеет лес, используемый также в качестве топлива, в том числе для котельных установок на буровых.
Лесные массивы в районе п.Марково сейчас разрабатываются недавно созданным леспромхозом, непосредственно в районе месторождения лесоразработки пока не ведутся.
В числе прочих строительных материалов следует отметить песчаники и доломиты, залегающие в близи поверхности отложений ордовика, а также пески и галечники русловых отложений и речных террас. Необходимо отметить, что несмотря на слабую освоенность изучаемого района имеются реальные перспективы его быстрого экономичного развития и промышленного освоения природных ресурсов, в том числе, ресурсов углеводородного сырья.
Эти перспективы обусловлены, в первую очередь, наличием Байкало-Амурской магистрали и планируемым созданием, в связи с этим, Верхне-Ленского территориального промышленного комплекса, к зоне влияния которых тяготеет район Ярактинского месторождения.
Нефтегазоносность ЯНГКМ
Ярактинское НГКМ расположено на юго-западном периклинальном окончании Непско – Ботуобинской антеклизы. Основным продуктивным горизонтом Ярактинского месторождения, являются нижние терригенные отложения непской свиты, так называемый ярактинский горизонт. Выявлены и другие незначительные нефтепроявления в карбонатных отложениях осинского горизонта усольской свиты.
Ярактинский горизонт литологически представлен кварцевыми песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. В толще горизонта выделяются два песчаных пласта, разделенных пачкой глинисто – алевролитовых пород: пласт I и пласт II. Сверху песчаные пласты перекрыты пачкой глинисто – алевролитовых пород, увеличивающейся в восточном направлении от 1 м до 8-10 м.
Площадь нефтегазоносности I пласта - 260,26 тыс. м2, площадь нефтегазоносности II пласта - 54 тыс. м2, запасы относятся к категории С1. Весь ярактинский горизонт рассматривается как залежь с единым водонефтяным и газонефтяным контактами. ВНК принят на абсолютной отметке – 2157 м, а ГНК-2136 м.
На Ярактинском месторождении в I продуктивном пласте ярактинского горизонта открыты две нефтегазоконденсатных и одна нефтяная залежь. Основная нефтегазоконденсатная залежь занимает центральную часть ЛУ, и содержит основные запасы. Небольшая газоконденсатная залежь открыта в юго-западной части участка в районе скважины 26 и самостоятельная нефтегазоконденсатная залежь открыта в восточной части ЛУ в районе скв. 70 и 42. Залежь нефти оконтурена в районе скв. 8-52-53.
Во II продуктивном пласте выявлены: одна нефтегазоконденсатная (основная), и две нефтяные, вскрытые скважинами 26 и 8.
Для горизонта характерна резкая литофациальная изменчивость пород по площади. Эффективная толщина песчаников ярактинского горизонта изменяется в широких пределах – от 0,3 м до 13,6 м, средняя составляет 4,51 м.
Перспективы нефтегазоносности Ярактинской площади
При разведке Ярактинского НГКМ кроме базальных терригенных отложений, основным нефтегазоносносным объектом являлся осинский горизонт усольской свиты.
В процессе поисково-разведочных работ осинский горизонт в большинстве скважин проходился с отбором керна, а в тех случаях, когда при всрытии его отмечались нефтегазопроявления в виде повышенных газопоказаний и пленок нефти, то производились его опробования с помощью ИП.
При вскрытии осинского горизонта в скв. 9, 11, 14, 18, 19, 35 отмечалось разгазирование бурового раствора и наличие в нем пленок нефти.
При опробовании горизонта в этих скважинах ИП были получены незначительные притоки нефти от 0,02 до 0,1 м3. По скв. 8, 13, 23, 24, 29, 27 наряду с разгазированием были отмечены выпоты и примазки нефти в керне. В остальных скважинах при вскрытии осинского горизонта отмечались повышенные газопоказания, но при опробовании ИП он практически везде оказался «сухим».
Приведенные данные свидетельствуют о высокой перспективности осинского горизонта на Ярактинской площади, но для убедительности подобного заключения следовало бы провести работы по интенсификации притоков нефти из осинского горизонта хотя бы в одной из скважин с установленными прямыми нефтегазопроявлениями.
Более высокие перспективы нефтегазоносности осинского горизонта намечаются в присводовой части Непского палеосвода, где наблюдается улучшение его коллекторских свойств, а на Даниловской площади из него получены значительные притоки нефти.
В процессе разведки Ярактинского НГКМ по целому ряду скважин отмечались значительные поглощения раствора при прохождении траппов, широко развитых на площади в низах усольской свиты ( скв. 9, 10, 11, 22, 25, 28, 29, 30, 41, 42, 52). Этот факт свидетельствует о наличии в траппах коллекторов трещинного типа, но, ни в одной из пробуренных скважин они не были испытаны и характер их насыщения остался невыясненным.
Помимо траппов практически во всех пробуренных скважинах были зафиксированы интенсивные поглощения раствора при прохождении келорского горизонта, но он тоже нигде не испытывался и характер его насыщения на площади остается невыясненным.
Несмотря на то, что степень изученности поглощающих горизонтов оказалась крайне низкой, большого интереса с позиций нефтегазоносности они, видимо, не представляют.
На основании имеющихся материалов по нефтегазоносности Ярактинско-Аянской зоны можно сделать вывод, что основные перспективы территории связаны с песчаниками ярактинского и тирского горизонтов, с которыми могут быть связаны литологические и тектонически - экранированные ловушки условия для образования которых имеются практически на всей территории Приленского района.
Помимо Марковской полосообразной песчаниковой зоны, выявлено и несколько других перспективных зон с благоприятными литофациальными условиями, в частности, юго-восточный склон Преображенского поднятия и район, примыкающий к Байкало-Патомскому обрамлению платформы в бассейне р. Киренги. Все выявленные и наметившиеся перспективные зоны представляют практический интерес в нефтегазоносном отношении и заслуживают дальнейшего планомерного изучения.
Запасы нефти Ярактинского НГКМ
Анализ полученных в процессе разведки Ярактинского НГКМ геолого-геофизических материалов позволил в базальных терригенных отложениях ярактинской пачки выделить два продуктивных пласта и по каждому из них произвести подсчет запасов газа, конденсата, нефти и содержащихся в них сопутствующих компонентов.
Полученные геолого-геофизические материалы по Ярактинскому месторождению свидетельствуют, что степень изученности нефтяной части пласта не одинаковая.
Пробуренные в контуре нефтеносности скважины значительно отличаются по продуктивности, из-за сильной изменчивости коллекторских свойств песчаников пласта.
Запасы нефти в нефтяной оторочке I пласта на участке в районе скважин № 5, 9, 10, 52 при подсчете были отнесены к категории С2 в связи с получением в данных скважинах непромышленного притока (1,5-6,5 м3/сут). При утверждении запасов в ГКЗ были приняты только запасы категории С1, которые составляют, согласно протоколу ГКЗ № 8172 от 21.11.1978 г.: балансовые – 33697 тыс. т, извлекаемые – 8547 тыс. т, запасы категории С2 не были утверждены и не поставлены на баланс.
Степень изученности газоконденсатной залежи по I пласту достаточно высокая. Практически все пробуренные в контуре скважины являются высокодебитными с хорошими гидродинамическими характеристиками, поэтому вся площадь газоконденсатной части залежи I пласта отнесена к категории С1.
Залежь нефти II пласта Ярактинского месторождения по типу является структурно-литологической. К категории С1 отнесены запасы на участке пласта с высокопродуктивными скважинами, при испытании которых были получены притоки нефти дебитом 71,4 м3/сут (скв. 51) и 107,3 м3/сут в скв. № 16 (совместно 1 и 2 пласт). Часть запасов залежи в районе скважины № 9 отнесена к категории С2, которые также не учитывались при утверждении в ГКЗ. Запасы нефти по пласту II составили: по категории С1 – балансовые – 9799 тыс. т, извлекаемые – 2924 тыс. т.
Газоконденсатная залежь II пласта выделена в районе скважин 14, 18 и 22. По типу является литологической.
В целом по месторождению балансовые запасы по категории С1 составляют 43496 тыс. т, извлекаемые запасы по категории С1 – 11471 тыс. т.
Свойства нефти, газа и конденсата
На месторождении всего было отобрано 15 глубинных проб (по пяти скважинам) и 14 поверхностных. Образцы нефти, газа и конденсата Ярактинского месторождения анализировались в нефтяных лабораториях Главтюменьгеологии, ВНИИгаза и ВостСибНИИГГиМСа. Свойства нефти. Нефть пласта изучалась по 15 глубинным и 14 поверхностным пробам (отобранным из скв. 8, 9, 10, 11, 13, 16, 17, 20, 41, 42). Сведения о результатах лабораторных исследований приведены в таблице 6.1 и 6.2.
По своим свойствам нефть относится к типу малосернистых (до 0,25 %), малосмолистых (до 5 %), низкопарафинистых, с повышенным содержанием бензиновых (до 25 %) и керосиновых (до 30 %) фракций нефти. Плотность пластовой нефти 0,723 г/см3, вязкость пластовой нефти 1,06 мПа*с, давление насыщения 22,63 МПа, объёмный коэффициент 1,26.
Свойства растворенного газа. Физико-химическая характеристика газа приводится по данным, полученным в нефтяной лаборатории ВНИИ. Свойства растворенного газа пластов определены по данным исследований четырех глубинных проб из скважины 8. По результатам исследований давление насыщения нефти газом 22,6 МПа, газосодержание 151 м3/т.
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота - 2,11 %, метана - 79,54 %, этана - 12,18 %, пропана - 4,52 %, высших углеводородов - 6,12%. Относительная плотность по воздуху 0,7.
Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти приведен в таблице 6.3.
Таблица 6.1Свойства нефти, газа и воды Ярактинского месторожденияНаименование параметров ярактинский горизонт
количество исследованных диапазон изменения среднее значение
скв. Проб 1 2 3 4 5
Нефть
Пластовая температура, Со 5 10 36-39 37
Давление насыщения, МПа 5 10 17,2-26,4 22,63
Газосодержание, м3/т 5 10 143,58-217,16 151
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед. 5 10 1,301-1,478 1,26
Коэффициент учитывающий усадку 0,793
Плотность пластовой нефти, кг/м3 5 10 685-745 723,4
Плотность сепарированной нефти
при 20 0С, кг/м3 5 10 808-840 833
Вязкость пластовой нефти, мПа*с 5 10 0,6– 1,1 1,06
Газ
Плотность, кг/м3 1 4 0,607-0,663 0,635
Коэффициент растворимости газа, м3/м3*МПа 5 10 5,61-8,43 7,02
Удельный вес газа 1 4 0,773-0,972 0,872
Пластовая вода
Газосодержание, м3/т 4 4 0,304-0,596 0,383
- в т.ч. сероводорода, м3/т Объемный коэффициент, доли ед. 2 2 1,004-1,008 1,006
Общая минерализация, г/л 9 19 267,1-403,4 330
Плотность, г/см3 9 19 1,21-1,29 1,26
Таблица 6.2
Физико - химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти по продуктивным пластам ярактинского горизонта Ярактинского НГКМ
Наименование ярактинский горизонт
количество исследованных диапазон
изменения среднее
значение
скважин проб Вязкость динамическая, мПа*с
При 20 0С
50 0С
Вязкость кинематическая, м2/с
При 20 0С
50 0С
Температура застывания, 0С
Температура насыщения парафином, 0С 10
10
14
10
3,74 – 23,93
2,06 – 9,49

– 13,02
5,2


Массовое содержание, % Серы 10 14 0,1 – 0,18 0,15
Смол силикагелевых10 14 2,0 – 4,4 3,5
Асфальтенов6 7 0,03 – 0,08 0,03
Парафина 6 7 0,22 – 2,93 2,5
Масел Мех. примесей Объемный выход фракций, % Нк – 100ºС 2 4 сл. до 5 3
До 150ºС 2 4 1,5 – 14,5 8
До 200ºС 10 14 12 – 39 19
До300ºС 10 14 31 – 75 46
> 300ºС 10 14 25 – 69 54
Классификация нефти легкая, низкопарафинистая, малосернистая, маловязкая

Таблица 6.3
Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти
(мольное содержание. %)
Наименование Нефтяная часть ярактинской пачки
При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях Пластовая нефть
выделившийся газ нефть выделившийся газ нефть Сероводород - - - - -
Углекислый газ 0,04 - 0,05 следы 0,03
Азот + редкие 1,9 - 2,11 следы 1,22
в т.ч. гелий 0,044 - 0,044 - -
Метан 71,99 0,41 79,54 1,10 46,39
Этан 12,81 0,43 12,18 3,19 8,38
Пропан 7,32 0,98 4,52 5,77 5,05
Изобутан 1,23 0,45 0,46 1,63 0,95
Н. бутан 2,63 1,40 0,82 4,06 2,19
Изопентан0,88 1,26 0,12 2,25 1,02
Н. пентан 0,88 1,59 0,15 2,47 1,13
Гексаны0,32 2,00 0,04 2,12 0,92
Гептаны - - 0,01 - -
Остаток(С8+высшие) - 91,48 - 77,41 32,72
Молекулярная масса - 230 - 202 97
Молекулярная масса остатка - 245 - 245 245
Плотность:
газа, кг/м3 0,965 - 0,833 - -
газа относительная
(по воздуху) 0,801 - 0,691 - -
нефти, г/см3 - 0,841 - 0,822 0,723
Искусственное воздействие на пласт путем закачки воды
Теоретические основы поддержания пластового давления
Естественные режимы залегания залежей нефти недолговечны. Процесс снижения пластового давления ускоряется по мере наращивания отборов жидкостей из пласта. И тогда, даже при хорошей связи залежей нефти с контуром питания, его активным воздействием на залежь, неминуемо начинается истощение пластовой энергии. Это сопровождается повсеместным снижением динамических уровней жидкости в скважинах и следовательно, уменьшением отборов.
При организации поддержания пластового давления (ППД) наиболее сложным из теоретических вопросов и до сих пор решенных не полностью, являются достижение максимального вытеснения нефти из пласта при эффективном контроле и регулировании процесса.
При этом следует иметь ввиду, что вода и нефть отличаются своими физико-химическими характеристиками: плотностью, вязкостью, коэффициентом поверхностного натяжения, смачиваемостью. Чем больше различие между показателями, тем сложнее идет процесс вытеснения. Механизм вытеснения нефти из пористой среды нельзя представлять простым поршневым вытеснением. Здесь имеет место и смешение агентов, и разрыв струи нефти, и образование отдельных, чередующихся потоков нефти и воды, и фильтрация по капиллярам и трещинам, и образование застойных и тупиковых зон.
Коэффициент нефтеотдачи месторождения, к максимальной величине которого должен стремиться технолог, зависит от всех вышеназванных факторов. Накопленные к сегодняшнему дню материалы позволяют оценить влияние каждого из них.
Значительное место в эффективности процесса ППД занимает размещение скважин на месторождении. Они определяют картину заводнения, которое подразделяется на несколько видов.
Поддержание пластового давления, появившееся у нас в стране вначале под названием законтурного заводнения, получило повсеместное распространение. Сегодня оно является вторичным способом добычи нефти (каким оно именовалось вначале), а непременным условием рациональной разработки залежей с первых дней закладывается в проекты разработки и осуществляется на многих месторождениях страны.
Законтурное заводнение. Законтурное заводнение предполагает закачку воды в нагнетательные скважины, расположенные за внешним контуром нефтеносности. При этом решаются вопросы наиболее оптимального удаления скважин друг от друга и от эксплуатационных, величина давления нагнетания и объема закачки.
Помере удаления контура нефтеносности от нагнетательных скважин и обводнения первого ряда эксплуатационных скважин фронд нагнетания переносится.
При организации ППД после некоторого времени разработки залежи, объем закачиваемой воды Qн будет превышать объем отбираемой жидкости на количество, обеспечивающее интенсивный прирост пластового давления. Необходимо также предусмотреть компенсацию закачиваемой жидкости на различные потери (оттоки).
Критерием нормального ведения процесса является величина пластового давления в зоне отбора, которая должна иметь тенденцию к росту или стабилизации.
Законтурное заводнение эффективно при наличии следующих факторов: - небольшие размеры залежи (отношение площади залежи к периметру контура нефтеносности 1,5…1,75 км); - пласт однородной с хорошими коллекторскими свойствами по толщине и по площади; - нагнетательные скважины отстоят от контура нефтеносности на расстоянии 300…800 м, что обеспечит более равномерное продвижение фронта воды и предотвратит образование языков обводнения; - существует хорошая гидродинамическая связь между зоной отбора и зоной нагнетания.
К недостаткам законтурного заводнения можно отнести: - большие потери закачиваемой воды из-за ее утечек в сторону, противоположную области нагнетания, что приводит к дополнительным затратам энергии; - удаленность линии нагнетания от зоны отбора, что требует значительных затрат энергии на преодоление потерь; - замедленная реакция фронта отбора на изменение условий на линии нагнетания; - необходимость сооружений большого количества нагнетательных скважин; удаленность нагнетательных скважин от основных объектов закачки, возрастающая в процессе разработки, увеличивает стоимость системы.
Разновидностью законтурного заводнения является приконтурное заводнение, при котором нагнетательные скважины располагаются вблизи эксплуатационных или между внешним и внутренним контуром нефтеносности. Оно применяется при слабой гидродинамической связи пласта с внешней областью, при небольших размерах залежи.
Внутриконтурное заводнение. Этот метод ППД предполагает закачку воды непосредственно в нефтяную зону, организацию одного или нескольких рядов нагнетательных скважин в центре месторождения и расчленения за счет этого залежи на отдельные участки-блоки, разрабатываемые самостоятельно. Разрезание может быть осуществлено на полосы, кольца и т.д. Экономичность данного метода заводнения очевидна: повышается коэффициент полезного действия системы за счет исключения оттока жидкости, приближения фронта нагнетания к фронту отбора.
Разновидностью внутриконтурного заводнения являются: площадное, очаговое, избирательное, блочное.
Площадное заводнение предусматривает размещение нагнетательных скважин на площади месторождения по одной из схем. Площадное заводнение организуют обычно на поздней стадии разработки месторождения, когда начинается интенсивное обводнение залежи и другие методы заводнения не достигают цели
Нагнетательные скважины располагают по геометрической сетке: пяти-, семи- или девятиточечной. При этом на одну нагнетательную скважину приходится при пятиточечной системе одна эксплуатационная, при семиточечной – две, девятиточечной – три.
Очаговое заводнение схематично может быть представлено в виде одной или нескольких нагнетательных скважин, располагаемых в центре залежи и некоторого количества – эксплуатационных на периферии. Такой способ заводнения характерен для небольших по площади, локализованных залежей (линзы, застойные зоны).
Избирательное заводнение применяют для вытеснения нефти из отдельных, плохо дренируемых пластов, неоднородных по простиранию. Для его применения необходима информация о характеристике разреза, нарушениях и связях продуктивного пласта с другими. Такие данные можно иметь после некоторого времени разработки залежи, поэтому избирательное заводнение применяют на поздней стадии разработки.
Блочное заводнение состоит в разрезании залежи на отдельные части и оконтуривании каждой из них нагнетательными скважинами. Внутри каждого блока бурят добывающие скважины, число и порядок расположения которых определяют расчетами. Блочное заводнение позволяет вводить в разработку месторождение сразу, до его полного изучения и, таким образом, сократить время разработки. Это эффективно для больших месторождений.
К существующим недостаткам системы ППД путем закачки воды следует отнести:
1) прогрессирующие обводнение месторождения при большом не извлеченном количестве нефти: так, при обводнении пласта Д1 – на 97%, процент извлеченной нефти составил 54%
2) невысокие отмывающие свойства закачиваемой в пласт воды;
3) большое количество осложнений, вызываемых возвращением в пласт добываемых вместе с нефтью пластовых вод, выражающихся в виде разрушений водоводов, засоления водоисточников питьевого водоснабжения, нарушения экологического равновесия.
Совершенствование ППД идет по следующим направлениям:
1) разработка новых технологических жидкостей или добавок к воде, улучшающих ее отмывающие свойства и обладающих меньшей агрессивностью по отношению к оборудованию и к природе;
2) разработка надежного контроля за движением жидкости в пласте;
3) разработка метода регулирования фильтрационных потоков в пласте и исключение образования тупиковых и не выработанных зон.
По данным 1983 года, заводнение применяется на 260 месторождениях, за счет чего добывается 90% всей нефти.
ППД проектируется в начала разработки большинства нефтяных месторождений.
ППД получило развитие в виде нестационарного заводнения (в отличие от стационарного – постоянного по объемам и направлению потоков закачиваемой жидкости во времени) и циклического заводнения, заключающегося в изменении направления потоков и объемов закачиваемой и добываемой жидкости.
Характеристика закачиваемых в пласт вод
В настоящее время для целей ППД используется несколько видов воды, которые определяются местными условиями. Это – пресная вода, добываемая из специальных артезианских или подрусловых скважин, вода рек или других открытых водоисточников, вода водоносных горизонтов, встречающихся в геологическом разрезе месторождения, пластовая вода, отделенная от нефти в результате ее подготовки.
Все эти воды отличны друг от друга физико-химическими свойствами и, следовательно, эффективностью воздействия на пласт не только для повышения давления, но и повышения нефтеотдачи.
Основными качественными показателями вод, делающими возможным их применение, являются:
1) содержание взвешенных частиц: оценивается характеристикой заводняемого пласта и регламентируется величиной 40…50 мг/л и размером 5…10 мкм;
2) содержание кислорода – до 1,0 мг/л;
3) содержание железа – до 0,5 мг/л;
4) концентрация водородных ионов (рН) – 8,5…9,5;
5) содержание нефти – до 30 мг/л.
Технологическое схемы ППД
Технологическая схема ППД определяется проектом разработки нефтяного месторождения и в первую очередь количеством и расположением нагнетательных скважин.
Можно выделить следующие принципиальные системы ППД:
а) автономную систему, когда объект закачки (насосная станция) обслуживает одну нагнетательную скважину и располагается в непосредственной близости от нее;
б) централизованную систему, когда насосная станция обеспечивает закачку агента в группу скважин, расположенных на значительном удалении от насосной станции.
В свою очередь, централизованная система ППД подразделяется на групповую и лучевую.
При групповой системе несколько скважин снабжаются одним нагнетательным трубопроводом: разновидностью групповой системы является применение распределительных пунктов (РП), в этом случае группа скважин подключается непосредственно к РП.
При лучевой системе от насосной станции к каждой нагнетательной скважине подводится отдельный нагнетательный водовод.
Автономная система включает в себя водозаборное сооружение, станцию подъема, нагнетательную насосную станцию, нагнетательную скважину.
Водозаборное сооружение является источником водоснабжения: здесь осуществляется добыча воды для целей закачки в пласт.
Водозаборы подразделяются на: а) подрусловые; б) открытые.
В подрусловых водозаборах вдоль русла рек бурятся подрусловые скважины глубиной 12…15 м и диаметром 300 мм до водоносного горизонта. Подъем воды производится спускаемым в скважину артезианским или электрическим насосом.
В сифонных водозаборах откачка воды из скважин производится под действием вакуума, создаваемого специальными вакуум-насосами в вакуум- котле, и откачка поступающей в них воды насосами на насосную станцию П подъема и объекта закачки.
В открытых водозаборах насосный агрегат устанавливается вблизи водоисточника и откачивает из него воду на объект закачки.
Могут применяться заглубленные насосные станции с расположением насосов ниже уровня реки. В последние годы все большую долю закачиваемой в пласт воды занимают сточные воды, которые проходят очистку на специальных сооружениях и ими же откачиваются на объекты закачки.
Централизованная система закачки включает в себя водозабор, станцию второго подъема, кустовую нагнетательную насосную станцию и нагнетательные скважины.
Кустовая насосная станция (КНС) представляет собой специальное сооружение, выполненное из бетона или кирпича, в котором размещается насосное и энергетическое оборудование, технологическая обвязка, пусковая и регулирующая аппаратура.
В последние годы получили распространение блочные НКС, которые изготовляются на заводах в виде отдельных блоков и доставляются к месту монтажа в собранном виде.
Наземные кустовые насосные станции
Техническая характеристика кустовой насосной станции определяется следующими факторами: а) суммарной приемистостью нагнетательных скважин, образующих общую производительность КНС: б) давлением нагнетания (давление, при котором нагнетательные скважины принимают заданный объем воды, плюс потери на трение, на местное сопротивление, на преодоление разности геометрических высот); в) количеством подключаемых нагнетательных скважин, определяемых габаритами КНС.
На два работающих насоса следует иметь один резервный. Промышленность освоила выпуск КНС в блочном исполнении (БКНС). При этом монтаж основного технологического оборудования, обвязки и аппаратуры выполняется на заводах в отдельных блоках, а на месте установки блоки монтируются и привязываются к существующим коммуникациям. В результате монтаж КНС сокращается до 55 дней при уменьшении стоимости строительно-монтажных работ на 80%. Стационарная КНС строится более 280 дней.
БКНС составляют следующие блоки: а) насосный блок (в зависимости от количества насосных агрегатов может занимать до 4 блоков); б) блок низковольтной электроаппаратуры;
в) блок управления; г) блок распределительного устройства; д) блок напорной гребенки (количество блоков определяется количеством скважин).
Каждый блок монтируется на металлической раме и транспортируется к месту монтажа на трайлерах или по железной дороге.
Подземные кустовые насосные станции
Подземные кустовые насосные станции представляют собой электроцентробежные насосы большой производительности УЭЦП (установки электроцентробежные для поддержания пластового давления). Они могут быть спущены в артезианские скважины и одновременно добывать воду и закачивать ее в пласт. По такой схеме работает УЭЦП на промыслах Восточной Сибири.
Поскольку диаметр УЭЦП превышает диаметр обычных эксплуатационных
Очистка сточных вод
В настоящее время с целью сокращения потребления пресных вод и утилизации добываемых пластовых вод широко применяется использование для целей ППД сточных вод.
Вода должна пройти предварительную очистку от мехпримесей (до 3- мг/л) и нефтепродуктов (до 25 мг/л).
Наиболее широко распространенный способ очистки – гравитационное разделение компонентов в резервуарах. При этом применяется закрытая схема. Отточная вода с содержанием нефтепродуктов до 500 тыс.мг/л и мехпримесей до 1000 мг/л поступает в резервуары-отстойники сверху. Слой нефти, находящийся вверху, служит своеобразным фильтром и улучшает качество очистки воды от нефти. Мехпримеси осаждаются вниз и по мере накопления удаляются из резервуара.
Из резервуара вода поступает в напорный фильтр. Затем в трубопровод подают ингибитор коррозии, и насосами вода откачивается на КНС.
Для накопления и отстоя воды применяют вертикальные стальные резервуары.
На внутреннюю поверхность резервуаров наносятся антикоррозийные покрытия с целью защиты от воздействия пластовых вод.
Заключение
В ходе производственной практики произошло ознакомление с оборудованием и принципами его функционирования для бурения нефтяных и газовых месторождений, процессами добычи нефти и газа и обустройством нефтяного месторождения. Кроме того, закреплены знания, полученные в курсе дисциплин: «Нефтегазопромысловое дело», «Сбор и подготовка нефти», «Нефтегазопромысловое оборудование» и получен навык работы в производственном коллективе.
Итогом практики в ООО «ИНК» явился подобранный материал, чертежи для подготовки ВКР. В отчете по производственной практике раскрыты и решены следующие задачи:
1. Пройдены инструктажи по технике безопасности и по противопожарным мероприятиям на объектах ЯНГКМ.
2. Получены практические знания, способствующие лучшему усвоению теоретического материала в процессе дальнейшего трудовой деятельности по специальности.
3. Произведена оценка нефтегазоносности района Ярактинской площади.
4. Дана характеристика района работ по географо-экономическому положению.
5. Оценены запасы нефти ЯНГКМ.
6. Проанализирована система искусственного воздействия на пласт, применяемая на месторождении.
7. Дано описание работы БКНС.
Список использованной литературы
1. Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата. Том 1. Сургут: рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз», 2010. – 352 с.
2. Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата. Том 2. Сургут: рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз», 2010. – 384 с.
3. Памятка оператору по добыче нефти и газа. 2010 г. Справочное пособие. – Сургут: рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз», 2010. – 148 с., 51 илл.
4. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин, том 1. М. – 2004.
5. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела, том 1. Москва – Ижевск. – 2005. – 720 с.
6. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений, том 1. – М: Недра. – 2009.
7. Руководящие документы и стандарты ОАО «Сургутнефтегаз».
8. Методическое руководство по оценке технологической эффективности геолого-технических мероприятий. – Тюмень. – 2008 г.
9. Андреев В.В., Уразаков К.Р., Данилов В.У. Справочник по добыче нефти / Под редакцией Уразакова К.Р. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». – 2000. – 374 с.
10. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. – М.: М71 ФГУП «Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина. – 2003. — 816 с.
12. Ивановский В.Н. и др. Оборудование для добычи нефти и газа. – М.: ВНИИОНГ. – 2000.
13. Основы нефтепромыслового дела: Справочное пособие / Под редакцией Матвеева С.Н. – Сургут: Нефть Приобья. – 2004.
14. Ибрагимов Г.З., Артемьев В.Н. Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа. – Москва. – 2005.
15. Ривкин П.Р. Техника и технологии добычи и подготовки нефти на нефтепромыслах. – Уфа. – 2007.
22. ГОСТ 12.0.004-90 ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения.
23. Федеральный закон от 21.11.95 №170-ФЗ «О пожарной безопасности».
24. Федеральный закон от 21.07.97 №116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

Приложенные файлы

  • docx 7233601
    Размер файла: 67 kB Загрузок: 1

Добавить комментарий