Отчёт по практике исправленный. Неуд., удовл., хор., отл
 Скачать 1.41 Mb.
|
|
Министерство науки и высшего образования РФ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Иркутский национальный исследовательский технический университет» Кафедра нефтегазового дела (наименование кафедры) О Т Ч Ё Т по получению профессиональных умений и опыта профессиональной деятельности (в том числе производственно-технологическая) на ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» (наименование предприятия) Студента: Моисеева Валерия Владимировича (ФИО, группа, подпись) Руководитель практики от кафедры: Матиенко Ольга Ивановна (ФИО, должность, подпись) Оценка по практике _____________________ (неуд., удовл., хор., отл.) _______________________________________ (ФИО, подпись, дата) Иркутск 2022 Д Н Е В Н И К прохождения практики студента Моисеева Валерия Владимировича (фамилия, имя, отчество) курса 3……………………………………. направление нефтегазовое дело…………. профиль эксплуатация и обслуживание… объектов добычи нефти и газа…………… на ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» (наименование структурного подразделения) ЦДНГ/ бригада по добыче нефти и газа №2 Содержание Введение 7 Общие сведения и геология Среднеботоубинского НГКМ 8 Геолого-физическая характеристика месторождения 10 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов .................................................................................................................................. 11 Физико-химические свойства нефти, газа и воды 13 Описание выполняемых работ на производственной практике 15 Должностные обязанности 15 Выполняемые работы 17 Дополнительное задание руководителя практики 18 Ведение технологического процесса добычи нефти и газа 18 Подземное оборудование нефтяных скважин 21 Мероприятия по предотвращению солеотложений 25 Заключение 27 Список используемой литературы 28 Введение Производственная практика проходила в период с 22.07.2022 по 25.08.2022 в ООО «Таас-Юрях» на Среднеботоубинском НГКМ. В данном отчёте рассмотрим геологию Среднеботоубинском НГКМ, общие сведения о предприятии ООО «Таас-Юрях», а также рассмотрим подземное оборудования скважин и методы борьбы с гидратообразованием. Цель производственной практики: освоение практических навыков обслуживания используемого оборудования и безопасных приемов выполнения технологических операции; Задачи: ознакомление с различными видами работ, применяемых на производстве; получение навыков решения практических задач, связанных с регулированием и контролем режимов работы отдельных скважин и залежи в целом; приобретение навыков организации и управления производственными процессами в нефтегазодобывающих организациях; знакомство с планом мероприятий по технике безопасности и охране труда; сбор, обработка и анализ материалов для составления отчетных материалов по практике. Отбор проб нефти на кустовых площадках, регулирование штуцера Остановка и запуск эксплуатационных скважин Проверка обратного клапана Запуск водозаборных скважин Замер межколонного давления и затрубного давления Общие сведения и геология Среднеботоубинского НГКМ Среднеботоубинском НКГМ в административном положении расположено в северной части Мирнинского и южной части Ленского районах Якутской области (рисунок 1). Открытие Среднеботоубинского НГКМ датируется июнем 1969 г., когда при испытании поисковой скважины № 5-СМ, из интервала 2150–2160 м. был получен приток нефти дебитом 1,5 м3⁄сут, при динамическом уровне 2019 м. П  родуктивными на Среднеботоубинской НГКМ являются терригенные отложения, которые в объёме от кровли фундамента до подошвы доломитов тирской свиты Рисунок 1 – карта расположения месторождений углеводородов Якутской области среднемотской подсвиты были выделены под условным названием «среднеботоубинская пачка». Это открытие явилось результатом разворота поисково-разведочных работ в Приленском районе, после открытия Марковского месторождения. Принципиальная важность этого открытия заключалась в том, что в древних базальных терригенных отложениях вендского комплекса было выявлено промышленное скопление нефти на Сибирской платформе. По результатам разведочных работ, которые были проведены на площади до 1973 г. считалось, что Среднеботоубинское месторождение является нефтяным, так как из всех пробуренных скважин в продуктивном контуре были получены притоки нефти. Но в процессе дальнейших разведочных работ было установлено, что Среднеботоубинское месторождение является нефтегазоконденсатным. В 2008 году на Среднеботоубинское площади было пробурено 53 поисковых скважин, 13 разведочных, а также 5 эксплуатационных скважин. Площадь всего месторождения - 315,00 км2, при том чисто нефтяная зона – 81,84 км2. Среднеботоубинское НГКМ одним из первых в Иркутской области введено в промышленную разработку. В настоящее время эксплуатацией Среднеботоубинского месторождения занимается ООО «Иркутская нефтяная компания». Район Среднеботоубинского НГКМ входит в состав Приленской плоской возвышенности, которая является частью обширного Средне-Якутского плоскогорья, представляющего собой слабовсхолмленную равнину, образованную широкими плоскими водоразделами, глубоко расчлененными гидросетью. Геолого-физическая характеристика месторождения Продуктивными на СБНГКМ площади оказались базальные терригенные отложения, которые в объеме от подошвы доломитов парфеновского горизонта до кровли фундамента были выделены под условным названием в Среднеботоубинскую пачку (I и II пласт). По своему строению оно оказалось весьма сложным, структурно- литологического типа. Начальное пластовое давление в залежи равно 25,4 МПа. В процессе разработки пластовое давление в зоне отбора снижается уже в первый год до 24,9 МПа. Геологическое строение НГКМ изучалось по материалам глубокого бурения с учетом промысловой геофизики и по результатам геолого- съемочных работ. На основании этих материалов составлен геологический разрез Среднеботоубинского НГКМ (рисунок 2).  Рисунок 2 – геологический разрез Среднеботоубинского НГКМ Общая толщина осадочной толщи от поверхности фундамента до четвертичных отложений колеблется от 2570 до 2740 м. Литолого-стратиграфический разрез Среднеботоубинского НГКМ представлен породами кристаллического фундамента - отложениями рифея, а также кембрия, ордовика и отложениями четвертичной системы. Породы фундамента представлены красновато-серыми, розовато-серыми, розовато-коричневыми, мелко - и среднекристаллическими гранитами и гранито-гнейсами; в меньшей мере сланцами хлоритово-серицитовыми и хлоритово-амфиболитовыми. Вблизи поверхности продуктивного пласта на толщину 2–8 м. породы фундамента сильно выветренные и трещиноватые. Толщина Среднеботоубинского горизонта в пределах площади колеблется от 7 до 52 м. Наибольшие толщины отмечаются в южной части площади, наименьшие - на севере – северо-западе. Более выдержаны толщины в центральной части площади. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов Весь Среднеботоубинский горизонт рассматривается как залежь с единым водонефтяным и газонефтяным контактами. ВНК принят на абсолютной отметке – 2157 м, а ГНК – 2136 м. Продуктивные пласты сложены песчаниками. Коллектор поровый, трещинно-поровый. Пористость — 7—13%, проницаемость — 0,07—0,6 мкм2. Эффективная толщина 2,4—6,9 м. Пластовое давление 24,9 МПа, t = 37°С. В процессе бурения разведочных и колонковых скважин и геолого- съемочных работ в стратиграфическом разрезе Среднеботоубинского НГКМ выявлено большое количество водоносных горизонтов, которые по своим особенностям объединяются в три гидрогеологических комплекса: надсолевой; соленосный; подсолевой. Надсолевой комплекс в пределах Среднеботоубинского НГКМ является самым водообильным. В его состав входят отложения четвертичной системы, ордовика, верхоленской и илгинской свит, среднего-верхнего кембрия и литвинцевской свиты среднего-нижнего кембрия. Воды пресные и слабоминерализованные. Воды соленосного комплекса. В состав этого комплекса входят отложения ангарской, булайской, бельской и усольской свит нижнего кембрия. На Среднеботоубинского месторождении водоносный горизонт, приуроченный к верхней части ангарской свиты, проявил себя в большинстве скважин при прохождении его поглощениями бурового раствора различной интенсивности. Представлен горизонт трещиноватыми и известковистыми доломитами. Водоупором служат массивные пласты соли этой свиты. По аналогии с другими площадями воды соленосного комплекса пластово- трещинного типа, хлоридные кальциевые и хлоридные натриевые. По степени минерализации они относятся к рассолам. Воды верхней части соленосного комплекса менее минерализованы и по химическому составу являются хлоридно-натриевыми. Воды соленосного комплекса формировались в пределах зон отсутствия водообмена или застойного водного режима. Судя по солевому составу в нижней части разреза, их следует относить к седиментационным рассолам, а в верхней части разреза на формирование вод, вероятно, сказалось, в какой-то степени, и влияние инфильтрационных процессов. Воды подсолевого комплекса. В состав этого комплекса входят отложения непской, катангской и тетерской свит. Воды подсолевого комплекса Среднеботоубинского НГКМ седиментационные, высокоминерализованные рассолы с высокой степенью метаморфизма. По классификации природных вод, по Сулину, они относятся к типу хлоркальциевых вод, группе хлоридных вод и подгруппе кальциевых вод с высокой минерализацией до 394 г/л. Физико-химические свойства нефти, газа и воды По своим свойствам (таблицы 1, 2) 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 (таблицы 1, 2) 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. 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: азота - 2,11%, метана - 79,54%, этана - 12,18%, пропана - 4,52%, высших углеводородов - 6,12%. Относительная плотность по воздуху 0,7. Таблица 1 – Свойства нефти, газа и воды Среднеботоубинского НГКМ
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||