Главная страница
Навигация по странице:

  • ОТЧЕТ О ПРАКТИКЕ

  • КАЛЕНДАРНЫЙ ПЛАН

  • 1.РАЗРАБОТКА НЕФТЯННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

  • Нефтегазоносность Ванкорского месторождения

  • Физико-химические свойства нефти и газа

  • 1.6 Запасы углеводородов

  • Выводы по главе 1

  • 2 Специальная часть.

  • отчёт по практике. практика 9. Отчет о практике вид практики учебная


    Скачать 0.81 Mb.
    НазваниеОтчет о практике вид практики учебная
    Анкоротчёт по практике
    Дата15.03.2022
    Размер0.81 Mb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлапрактика 9.docx
    ТипОтчет
    #397596
    страница1 из 3
      1   2   3

    Федеральное государственное автономное

    образовательное учреждение

    высшего образования

    «СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

    Институт нефти и газа

    Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

    ОТЧЕТ О ПРАКТИКЕ

    вид практики: учебная.

    тип практики: практика по получению первичных профессиональных умений и навыков, в том числе первичных умений и навыков научно-исследовательской деятельности.

    место прохождения практики: Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

    тема: Увелечение нефтеотдачи пласта при помощи водного раствора Поверхностно-активных вещест (ПАВ).
    Руководитель от университета ____________ Е.В. Безверхая

    подпись, дата

    Студент

    ЗНБ15-04Б, 81517858




    ____________







    С.А. Андреев










    подпись, дата




    Красноярск 2019

    КАЛЕНДАРНЫЙ ПЛАН

    проходящего производственную практику с .2019 г. по.2019 г.

    Разделы (этапы) практики

    Виды учебной работы, на практике включая самостоятельную работу обучающихся и трудоемкость

    (в часах)

    Формы контроля

    Контактная работа

    СРС

    Общая трудоемкость

    1 Подготовительный этап

    1.1

    Вводная лекция

    1,7ч


    2

    4,0



    2 Экспериментальный этап

    2.1

    Сбор и подготовка теоретического материала в зависимости от задач практики



    40

    40



    2.2

    Обработка и анализ полученной информации



    40

    40



    3 Заключительный этап

    3.1

    Подготовка отчета по практике



    24

    23,7



    3.2

    Публичная защита отчета по практике на выпускающей кафедре

    0,3




    0,3

    зачет с оценкой

    ИТОГО:

    2

    106

    108






    ВВЕДЕНИЕ

    Цель практики: По предложенному месторождению (исходные данные – геологическая характеристика месторождения) классифицировать его по различным признакам: тип коллектора, размеры месторождения в плане, категория запасов, показателям пористости, проницаемости, неоднородности и т.д. Научиться находить, анализировать, в последствии работы исключая ненужную геологическую, техническую и технологическую информацию, представлять ее по установленной форме с целью обоснования основных показателей проектной документации разработки месторождений, а также составления планов по выполнению плановых показателей разработки. Описать вопросы охраны труда, выводы и предложения.

    1.РАЗРАБОТКА НЕФТЯННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

    Развитие процесса разработки месторождений обуславливается рядом последовательно сменяющих друг друга стадий (периодов), вызванных изменением качественного состояния залежи и отличающихся по динамике добычи нефти Qн: подъем – высокий уровень – падение. Такая последовательность универсальна и проявляется во всех нефтегазовых провинциях мира.

    Стадия I на восходящей ветви кривой характеризуется интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня при небольшой обводненности продукции. Это происходит в основном за счет увеличения действующего фонда скважин при освоении месторождения.

    Стадия II (плато на кривой) – период высоких уровней добычи нефти при нарастании обводненности. Устойчивость добычи нефти обеспечивается бурением оставшегося фонда скважин и применением методов интенсификации отбора жидкости.

    Стадия III (нисходящая ветвь) характеризуется значительным снижением добычи нефти и прогрессирующей обводненностью продукции (до 85 %). Граница между стадиями II и III устанавливается по точке перегиба кривой Qн при продолжающемся росте темпа откачки жидкости. Падение добычи неизбежно при отборе половины запасов углеводородов.

    Стадия IV завершающая, характеризуется низкими, но медленно снижающимися темпами отбора нефти при возрастающей обводненности

    скважинной продукции с большими темпами отбора жидкости и

    базируется на извлечении остаточных запасов нефти. Продолжительность стадии IV сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи и определяется пределом экономической рентабельности.

    1.1 Особенности геологического строения
    В тектоническом отношении Ванкорское месторождение расположено в пределах южного окончания Большехетской структурной террасы, являющейся восточным продолжением Надым-Тазовской синеклизы Западно-Сибирской плиты.

    Согласно схеме нефтегеологического районирования Приенисейской части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, Ванкорское месторождение расположено в пределах Пур-Тазовской нефтегазоносной области. Промышленные притоки нефти и газа Ванкорской площади связаны с продуктивными пластами долганской свиты (пласт Дл-I-III), яковлевской (пласты Як-I, Як-II-IV) и нижнехетской (пласты Нх-I, Нх-III-IV).

    В разрезе нижнего мела выделены нижнехетская, суходудинская, яковлевская и нижняя часть долганской свиты (рисунок 2).

    Рисунок 2 - Разрез нижнего мела в- нижнехетская, суходудинская, яковлевская и нижняя часть долганской свиты


      1. Нефтегазоносность Ванкорского месторождения


    ООО «РН-Ванкор», дочернее предприятие ПАО «НК «Роснефть», образовано в 2004г. для освоения Ванкорского нефтегазоконденсатного месторождения - крупнейшего из месторождений, открытых и введенных в эксплуатацию в России за последние двадцать пять лет. Месторождение расположено на севере Восточной Сибири в Туруханском районе Красноярского края в 142 км от г. Игарка. Его площадь составляет 416,5 кв. км. Начальные извлекаемые запасы Ванкорского месторождения по состоянию на 1 января 2014 г. составляют 500 млн. тонн нефти и конденсата, 182 млрд. кубометров газа (природный + растворенный).

    В 2013 г. на Ванкоре добыто 21,4 миллиона тонн нефти и газового конденсата, что превышает результат 2012 г. на 17%. Благодаря применяемым технологическим решениям, коэффициент извлечения нефти на Ванкоре - один из самых высоких в России. Месторождение разбуривается нагнетательными наклонно-направленными и добывающими скважинами с горизонтальным окончанием, что обеспечивает высокие дебиты. Процесс нефтедобычи полностью автоматизирован.

    В 1972 году на Сузунcкой площади были открыты первые газовые залежи в отложениях суходудинской свиты и приурочены к пластам Сд-IV-VII и Сд-XI. В 1984 году на этой же площади испытанием скважины Сз-3 доказана промышленная нефтегазоносность нижнехетской свиты (залежи нефти выявлены в пластах Нх-Т, Hx-III-IV).

    В - 1984 году на территории Пур-Тазовской НГО была введена; в бурение Лодочная площадь, где получены промышленные притоки нефти и газа не только из отложений нижнехетской свиты (что доказывает региональный характер ее промышленной нефтегазоносное), но и выявлены залежи углеводородов в горизонтах-коллекторах малохетской и яковлевской свит. Затем последовало открытие Тагульского. месторождения, где основные, залежи приурочены к пластам-коллекторам яковлевской свиты (пласты Як-1, II, III и IV), притоки газа и нефти получены из пластов долганской свиты.

    Из близлежащих месторождений; Тюменской области промышленные залежи в отложениях нижнехетской свиты открыты на Русско-Реченской площади и Заполярном месторождении (пласты БТ-10-12 - аналоги пластов группы Нх), залежи углеводородов в яковлевской свите выявлены на Пякяхинской и Хальмерпаютинской площадях.

    Таким образом, на сегодняшний день промышленная нефтегазоносность Пур-Тазовской НГО доказана открытиями залежей в отложениях нижнего и верхнего мела (берриас-валанжин, апт-альб, сеноман).


      1. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных

    коллекторов. Общая физико-литологическая характеристика продуктивных пластов
    Коллекторские свойства пород продуктивного разреза Ванкорского месторождения охарактеризованы данными лабораторного исследования керна и результатами интерпретации материалов ГИС.

    Коллекторы горизонта Як-III-VII яковлевской свиты представлены слаболитифицированными алевролитовыми песчаниками, преимущественно массивной текстуры. Кое-где встречаются тонкие косые прерывистые прослойки углистого материала и темной слюды. По вещественному составу песчаники относятся к аркозовым. Породы неравномерно карбонатизированы. Содержание кальцита изменяется от 1 до 18 %.

    Следует отметить, что из-за малого выноса керна и небольшого объема исследований обоснованность фильтрационно-емкостных свойств пластов Ванкорского месторождения является малоизученной и нуждается в дополнительных исследованиях образцов кернового материала, полученного из проектируемых скважин. При отборе керна из проектируемых скважин в слабо литифицированных пластах (герметизированные рукава и т.п.) необходимо применение специальных методик и соблюдение технологического режима при бурении с отбором керна во всех случаях.


      1. Физико-химические свойства нефти и газа


    Глубинные пробы в пределах месторождения были отобраны в 7 скважинах. Пробы отбирались при испытании пластов Нх-I, Нх-III-IV и Як-III-VII. По Нх-I была отобрана одна проба в скважине Внк-10. По пласту Нх-III-IV были отобраны 7 проб по четырем скважинам. По пласту Як-III-VII отобрано 5 проб из трех скважин, все пробы являются представительными.

    Свойства пластовых нефтей по глубинным пробам представлены в таблице 1.1. По результатам исследования глубинных проб, содержащаяся в них нефть по пласту Нх-III-IV имеет в газонасыщенном состоянии плотность в интервале 0,677-0,742 г/смЗ (среднее значение - 0,701), вязкость динамическая 0,74-4,76 мПа*с (среднее - 0,90), газосодержание 116,1-156,81 м3/ м3 (среднее - 140,02), давление насыщения 18,2-24,62 МПа (среднее — 20,67), объемный коэффициент 1,25-1,45 (среднее 1,38).

    Состав и физико-химические свойства растворенного нефтяного газа изучены при исследовании глубинных проб нефти в 5 скважинах по 10 объектам. Содержание метана в растворенном газе продуктивного пласта Як-III-VII составляет 82-95%. Растворенный газ пласта - содержит 80-87% метана и относится к классу полужирных по данным исследования скв. Внк-9. По данным исследования скв. СВнк-1, газ, растворенный в нефти пласта Нх-III-IV северного купола, на 96% состоит из метана и является сухим.

    Пробы свободного газа отбирались при исследовании скважин на устье, либо из газосепаратора, в двух скважинах отобрано 4 пробы.

    Свободный газ продуктивного пласта Нх-III-IV относятся к классу полужирных, содержание метана составляет 88-91%, содержание тяжелых углеводородов до гексана включительно 7-10%.

    Полученные при лабораторных исследованиях величины давления насыщения нефти газом (таблица 1) для пластов Як-III-VII и Нх-III-IV оказались заметно ниже величин соответствующих пластовых давлений. Это можно объяснить частичной потерей газа при отборе и транспортировке глубинных проб. По этой причине для целей оценки запасов и технологических ресурсов величины давления насыщения были приняты равными пластовому давлению на ГНК, а значения газосодержания и объемного коэффициента пересчитаны на основе корреляции между газосодержанием, давлением насыщения и объемным коэффициентом.

    Таблица 1 - Свойства пластовой нефти

    Свойства пластовой нефти

    Наименование

    Продуктивные пласты

    Як-II-VII

    Нх-I

    Нх-III-IV

    Давление насыщения газом, МПа

    11,6

    19,0

    21,4

    Газосодержание при дифференциальном

     

     

     

    разгазировании, м33

    25,3

    115,5

    109,8

    м3

    28

    139,0

    128,0

    Объемный коэффициент при Рпл и tпл

     

     

     

    -однократное разгазирование, доли ед.

    -

    -

    1,30

    -дифференциальное разгазирование, доли ед.

    1,21

    1,54

    1,27

    Объемный коэффициент при Рнас и tпл 

     

     

     

    -однократное разгазирование, доли ед.

     

     

    1,31

    -дифференциальное разгазирование, доли ед.

    -

    -

    1,28

    Плотность пластовой нефти при Pнас и tпл, г/см3

     

     

     

    -однократное разгазирование

    -

    -

    -

    -дифференциальное разгазирование

    0,846

    0,702

    0,739

    Плотность нефти в поверхностных условиях

    0,902

    0,831

    0,858

    Плотность газа при 200С, г/см3

    -

    -

    0,75

    Вязкость пластовой нефти при Рпл и tпл, мПа*с

    24,4

    0,98

    1,1


    1.6 Запасы углеводородов

    Запасы углеводородов Ванкорского месторождения были утверждены ГКЗ РФ в 1997 году (протокол № 441 от 17.09.1997 г) по четырем залежам нефти и газа: в отложениях Долганской (Дл-I-Ш), Яковлевской (Як-I-III) и Нижнехетской (Нх-I, Нх III-IV) свит.

    По результатам последующего бурения разведочных и поисково-оценочных скважин и сейсморазведочных работ МОГТ 2D и 3D три залежи Нх-III, Нх-IV и Нх III-IV объединены в одну – Нх III-IV, выявлена новая нефтяная залежь в пласте Сд-IX, из группы пластов Як I-VII выделена отдельная газонефтяная залежь Як-II, выявлена новая газовая залежь Як-I.

    Запасы углеводородов, числящие на Госбалансе по состоянию на 01.01.2008 г. по Ванкорскому месторождению (Ванкорский и Северо-Ванкорский лицензионные участки) приведены в таблице 2.


    Таблица 2 - Запасы углеводородов Ванкорского месторождения

    Залежь

    Свободный газ

    млн.м3


    Газовые шапки,

    млн.м3

    Нефть, тыс. т.

    балансовые

    извлекаемые

    Растворенный газ, млн.м3

    балансовые

    извлекаемые

    С1

    С2

    С1

    С2

    С1

    С2

    С1

    С2

    Северо-Ванкорский участок (ДУД 14356 НР)

    Дл-I-III

    267

    2831

    -

    -

    -

    -

    -

     -

    Як-II

    43

    145

    -

    -

    -

    -

    -

    -

    Як-III-VII

    -

    -

    -

    450

    65872

    27139

    60396

    24883

    3985

    1642

    3654

    1505

    Нх-I

    -

    -

    -

    -

    4029

    1527

    10722

    4064

    815

    309

    2169

    822

    Нх-III-IV

    -

    -

    66

    1503

    27344

    11020

    58155

    23436

    5770

    2326

    12271

    4946


    Итого:

    310

    2976

    66

    1953

    97245

    39686

    129273

    52383

    10570

    4277

    18094

    7273

    Ванкорский участок (КРР 12564 НР)

    Дл-I-III

    29455

    11782

    -

    -

    -

    -

    -

    -

    Як-I

    814

    -

    -

    -

    -

    -

    -

    -

    Як-II

    365

    2370

    -

    -

    -

    -

    -

    -

    Як-III-VII

    -

    -

    9435

    344

    473814

    195210

    133536

    55017

    28665

    11811

    8078

    3328

    Сд-IX

    -

    -

    -

    -

    1562

    469

    1904

    571

    125

    38

    152

    46

    Нх-I

    -

    -

    -

    -

    83483

    31640

    48900

    18533

    16889

    6401

    9893

    3750

    Нх-III-IV

    -

    -

    44795

    1015

    251084

    101186

    49685

    20023

    52797

    21351

    10483

    4224

    Итого:

    30634

    14152

    54230

    1359

    809943

    328505

    579650

    233715

    98658

    39601

    28606

    11348

    Итого по

    Ванкорскому

    месторождению

    30944

    17128

    54296

    3312

    907188

    368191

    363298

    146527

    109228

    43878

    46700

    18621


    Выводы по главе 1
    Повышение продуктивности и геолого-экономической эффективности работ требует сохранения коллекторских свойств скважин на максимально возможном уровне, что, в свою очередь, подразумевает создание специальных технологий и технических средств.
    2 Специальная часть.

      1   2   3


    написать администратору сайта