Главная страница
Навигация по странице:

  • 1.2 Общая информация о месторождении

  • 1.3 Геофизические исследования месторождения

  • КОНТРОЛЬ И РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ

  • 3 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ 3.1 Конструкции винтовых забойных двигателей

  • СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

    		•

    Практика. практика. Производственную практику проходил в ШоллерБлэкманн Даррон Лимитед


    Скачать 0.57 Mb.
    НазваниеПроизводственную практику проходил в ШоллерБлэкманн Даррон Лимитед
    АнкорПрактика
    Дата06.05.2022
    Размер0.57 Mb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлапрактика.docx
    ТипЗадача
    #514758

    ВВЕДЕНИЕ
    Производственную практику проходил в «Шоллер-Блэкманн Даррон Лимитед», основное направление деятельности — поставка оборудования и сервисные услуги компаниям, работающим в нефтегазовой отрасли.

    Объектом исследования является Уренгойского НГКМ.

    Цель производственной практики – ознакомление с организацией нефтегазового производства, задачами, функционированием и техническим оснащением основных звеньев, а также получение навыков работы по профильному направлению.

    Задачами являются: расширение, систематизация и закрепление теоретических знаний по изученным дисциплинам; ознакомление с организационной структурой предприятия, действующей в нем системой управления производством, основными объектами деятельности данного предприятия; ознакомление с основным оборудованием, применяемым при эксплуатации и ремонте нефтяных газовых скважин; ознакомление с основными процессами сбора, подготовки и переработки скважинной продукции; получение навыков работы с технологической документацией: геологическим и геофизическим материалом, годовыми отчетами, технологическими показателями, программными комплексами, действующими на каждом предприятии.

    1 КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

      1. Общая информация о Schoeller-Bleckmann Darron Russia

    Основным направлением деятельности компании является высокоточная металлообработка. Производит детали практически любой сложности для всех отраслей.

     Также поставляет оборудование и сервисные услуги компаниям, работающим в нефтегазовой отрасли.

    Внедряет передовые технологии, используем для работы высокоточное оборудование, обучаем свой персонал и регулярно повышаем его квалификацию. «Шоллер-Блэкманн Даррон Лимитед» входит в число немногих компаний на территории Европы и Азии, которые занимаются поставкой немагнитных утяжеленных бурильные труб (НУБТ), изготовленных из материалов с высокими немагнитными и механическими свойствами, обладающими высокой сопротивляемостью к различным видам коррозии.

    В собственности филиала находится производственная база общей площадью 14 000 кв.м.в промышленной зоне города, с удобными подъездными путями и погрузочно-разгрузочными площадками. В 2019 году состоялся запуск второго производственного цеха. На сегодня общая площать двух производственных цехов более 3000 кв.м. Цеха оснащены современными полуавтоматическими токарными станками и токарными станками с ЧПУ (CNC и DSG), большим шлифовальным станком, гидравлическими ключами для ремонта и обслуживания ВЗД, ясов, сварочными постами и другим необходимым оборудованием, и ресурсами.

    Система менеджмента качества (СМК) компании Шоллер Блекманн Даррон Россия внедрена и успешно функционирует с 2011 года.

    Основные принципы, изложенные в миссии и политике компании в области качества, являются залогом постоянного развития системы менеджмента качества и совершенствования производства. Следуя основным принципам построения системы в соответствии с международным и Российскими стандартами, беря во внимание тенденции в области систем управления бизнесом и развития высоких технологий.

    Компания «Шоллер Блэкманн Даррон» в России ориентирована на предоставление услуг и поставку продукции высочайшего качества в целях удовлетворения потребностей Заказчиков и постоянного повышения уровня качества работы предприятия.

    Чтобы достичь своих целей, компания должна соответствовать всем требованиям системы менеджмента качества и постоянно работать над ее эффективностью, весь персонал должен быть ознакомлен с требованиями стандартов качества, а также со всеми инструкциями, формами и процедурами, имеющими отношение к должностным обязанностям. Специалистами компании была разработана и внедрена система менеджмента качества, соответствующая требованиям стандарта ISO 9001: 2008. В связи с ужесточением требований заказчиков и высокой конкуренцией на рынке производства и продажи оборудования для предприятий нефтегазовой отрасли, персонал компании прикладывает максимум усилий для повышения качества продукции, услуг, технологий, систем и методик усовершенствования результатов работы.
    1.2 Общая информация о месторождении

    В географическом отношении месторождение находится в северной части Западно-Сибирской низменности, в бассейне реки Пур на границе двух типов морфоструктур, Пурской низменности и Ненецкой возвышенности.

    Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа. Территория месторождения разделена на отдельные лицензионные участки. Лицензии на разработку пластов Ач3, Ач4, Ач52-3, Ач61 на Ново-Уренгойском и Восточно-Уренгойском лицензионных участках принадлежат АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ». Также общество владеет лицензией на добычу углеводородов в пределах Ресурсного ЛУ в интервале залегания пласта Ач60-2.

    Наиболее близкими разрабатываемыми месторождениями являются Северо–Уренгойское (40,0 км к северу), Тазовское (70,0 км к северо-востоку), Юбилейное (60,0 км к западу), Ямбургское (100,0 км к северо-западу) и Заполярное (100,0 км к востоку).

    Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение было открыто в 1966 г. Промышленная разработка осуществляется около 40 лет: с 1978 года в разработку введена сеноманская залежь, процесс отбора газа и конденсата из валанжинских залежей осуществляется с 1980 года, разработка газоконденсатных залежей нижнемелового продуктивного комплекса, в точности нефтяных оторочек, начата в январе 1985 года. В опытно-промышленной эксплуатации газоконденсатные залежи ачимовских отложений на ЛУ АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ» находятся с 1996 г. (Ново-Уренгойский ЛУ) и с 1997 г. (Восточно-Уренгойский ЛУ).



    Рис.1.1. Расположение Уренгойского НГКМ

    1.3 Геофизические исследования месторождения
    Во время первых геофизических исследований этого района были проведены государственная гравиметрическая и магнитометрическая съемки масштаба 1:1 000 000. Они были выполнены силами различных подрядных организаций в течение 1954-1957 годов (ВСЕГЕИ, НИИГА, ЯНКГРЭ – 1954-1955 гг., НГТ – 1957 г., ТТГУ, ЯНКРЭ и др.). По результатам исследований были выделены структурно-тектонические элементы платформенного чехла.

    В 1960-х годах в пределах района был выявлен Уренгойский мегавал. Для его обнаружения использовались такие исследования, как электроразведочные маршрутные исследования методом теллурического профилирования (МТП) и рекогносцировочной сейсморазведка с использованием точечного сейсмозондирования (СЗ МОВ). При помощи продолжающихся работ МОВ (1966-1968 гг.) был разведан и оконтурен Уренгойский вал, осложненный рядом крупных и мелких структур.

    Принимая во внимание сложное строение продуктивных пластов и необходимость доразведки месторождения, возникла потребность дальнейшего изучения района различными геолого-геофизическими методами. С этой целью ПГО «Ямалгеофизика» проводило на территории сейсморазведочные работы МОВ ОГТ кратностью 6 и 12. В связи с необходимостью более детального изучения разреза возникла потребность повышения кратности прослеживания отражающих границ. Сейсморазведочные работы МОГТ, проводимые в дальнейшем на исследуемой территории, выполнялись с использованием 24- и 48-кратного профилирования МОГТ.

    В сезоны 1987-2005 гг. на исследуемой площади были проведены сейсморазведочные работы МОГТ-2D повышенной кратности в масштабах 1:100 000 и 1:50 000, выполненные подразделениями «Ямалгеофизика», «Татнефтегеофизика», Украинской (Полярной) ГЭ. Результатом активного проведения сейсморазведочных работ по методике МОГТ-2D в 1980-е и 1990-е годы, стало выделение Халзытинской положительной структуры в отложениях мезозойско-кайнозойского осадочного чехла.

    В 2004 году сп 61/04 «Башнефтегеофизика» на двух площадях территории лицензионных участков АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ» были проведены сейсморазведочные работы МОГТ-3D. Ссылаясь на их результаты, можно сделать вывод, что Восточно-Уренгойский лицензионный участок представляет собой вытянутый в субмеридиональном направлении многоугольник сложной формы площадью около 929,7 км2, а Ново-Уренгойский лицензионный участок представляет собой вытянутый в субмеридиональном направлении многоугольник сложной формы со сторонами 24,6×15,3 км площадью 293,8 км2.

    В ходе всех сейсморазведочных работ были скорректированы границы развития продуктивных отложений неокомского и ачимовского комплексов.

    В геологическом строении участка работ принимают участие породы палеозойского, мезозойского и кайнозойского возраста, которыми сложены фундамент (доюрские образования) и осадочный платформенный чехол. В доюрских образованиях выделяется два структурных этажа: собственно складчатый фундамент, сложенный палеозойскими образованиями и параплатформенный триасовый комплекс. Отложения доюрского комплекса в пределах участка не вскрыты, и базируются на материалах близлежащих к границам Ново-Уренгойского лицензионного участка, скважинах Уренгойских № 674 и № 411. Скважина № 674 вскрыла отложения пласта ЮГ10, скважина № 411 – отложения тампейской серии. Отложения фундамента палеозойского возраста вскрыты в скважине СГ-6.

    Согласно тектонической карте мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы, рассматриваемый район приурочен к Надым-Тазовской синеклизе, осложненной рельефными структурами I и II порядка.

    Ново-Уренгойский, Восточно-Уренгойский и Ресурсный лицензионные участки расположены в восточной и центральной частях Уренгойского мегавала – крупнейшей структуре I порядка размерами около 210,0×60,0 км. Нижнепурский мегавал включает в себя Центрально-Уренгойский вал и Ен-Яхинское поднятие и граничит с крупным Западно-Уренгойским прогибом и Западно-Ярояхинской котловиной. В пределах территории крупнейшими замкнутыми положительными структурами III-IV порядка являются Южно-Уренгойское, Центрально-Уренгойское, Северо-Уренгойское локальные поднятия, Табъяхинское, Самбургское, Восточно-Уренгойское поднятия, Северо-Есетинская, Евояхинская приподнятые зоны, на северо-западе – Ен-Яхинское куполовидное поднятие.

    Основной структурой на территории Уренгойского месторождения является Уренгойский мегавал, который возник как древняя межрифтовая структура и консолидировавшийся к концу меловой эпохи. В течение всего периода своего развития, включая и неотектонический этап, Уренгойский мегавал характеризуется высокой степенью унаследованности и значительной интенсивностью многофазного тектонического развития.

    На территории Ново-Уренгойского ЛУ распространяется три залежи УВ, приуроченные к пластам Ач3 (по характеру насыщения, основная залежь газоконденсатная, пластовая, сводовая, тектонически экранированная и литологически ограниченная), Ач4 (по характеру насыщения, основная залежь нефтегазоконденсатная, пластовая, сводовая, тектонически экранированная и литологически ограниченная) и Ач61 (по характеру насыщения, основная залежь нефтегазоконденсатная, пластовая, сводовая, тектонически и литологически ограниченная).

    Средняя общая толщина по залежам варьируется от 34,8 м (пласт Ач4) до 38,1 м (пласт Ач3), при этом газонасыщенная изменяется от 14,8 м (пласт Ач3) до 17,9 м (пласт Ач4). Коэффициенты пористости, проницаемости и газонасыщенности изменяются от 0,148 до 0,158 д. ед., от 0,580 до 1,17 мД и от 0,643 до 0,663 доли ед. Залежи пластов Ач3 и Ач4 неоднородны по своим коллекторским свойствам и имеют высокий коэффициент расчлененности, составляющий соответственно 10,17 и 9,66.

    Кроме того, все залежи характеризуются аномально высокими начальными значениями пластового давления, порядка 60,2-60,4 МПа, при этом среднее значение температуры по залежам составляет 106,9 0С.



    Рис.1.2. Геологический разрез пластов АЧ4-АЧ52-3

    На территории Восточно-Уренгойского ЛУ распространяется четыре залежи углеводородов, одна из которых (пласт Ач60-2) простирается не только на территории Восточно-Уренгойского, но и на территории Ресурсного ЛУ и отличается по характеру насыщения (газоконденсатная) от остальных залежей, приуроченных к пластам Ач4, Ач52-3 и Ач61 (эти залежи по характеру насыщения относятся к нефтегазоконденсатным).



    1. КОНТРОЛЬ И РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ

    Действующим проектным документом «Дополнение к Единой технологической схеме разработки залежей углеводородного сырья ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения в пределах лицензионных участков ЗАО РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ» предусмотрена программа исследовательских работ.

    Значительная часть запланированных исследований по контролю за разработкой выполнена (запись и интерпретация КВУ, регулярные замеры давлений и газового фактора, проведен отбор проб). За послепроектный период (2012-2016 гг.) выполнено 86 определения пластового давления путем замера манометром и статического уровня в 86 скважинах, 156 исследований методом КВД, КВУ, КПД в 100 скважинах. За послепроектный период было выполнено 291 лабораторное определения по поверхностным пробам состава газа и конденсата, 75 исследований комплекс РVT по изучению фазовых характеристик и изучению комплексного состава газоконденсатных систем.

    За проектный 2016 год выполнено 50 исследований КВД (проект – 52), определение глубины забоя скважины – 65 исследований (проект – 17), также было выполнено 63 определения профиля притока в скважину при проектном значении 20.

    ГРР на ачимовские и юрские отложения.

    Одновременно с разведочным бурением по доразведке в контуре продуктивности неокомских залежей и за его пределами на Уренгойском месторождении велось и ведётся поисково-разведочное бурение на более глубокие горизонты: ачимовскую толщу, юрские отложения.

    В 1975 году в центре Северо-Уренгойского поднятия была заложена поисковая скважина № 99 с проектной глубиной 3 800,0 м. Во время бурения в апреле 1976 года в интервале 3472,0-3482,0 м произошло аварийное фонтанирование газоконденсатной смесью, в результате которого дальнейшее углубление скважины стало невозможным. Отложения ачимовской толщи были вскрыты на глубине 3472,0 м и испытаны в интервале 3472,0-3482,0 м в открытом стволе, во время аварийного фонтанирования, при этом дебит газа сепарации составил 319,4 тыс. м3/сут, дебит конденсата 118,0 м3/сут через НКТ диаметром 50,0 мм, а пластовое давление составило 53,2 МПа.

    Таким образом, скважина № 99 явилась первооткрывательницей нового продуктивного горизонта, в отложениях ачимовской толщи была открыта газоконденсатная залежь в пласте Ач1.

    В 1989 году в южной части Есетинского поднятия, пробурена и испытана поисковая скважина № 180. В результате проведенных испытаний скважина явилась первооткрывательницей залежей в пластах Ач6 и Ач60. В скважине № 304 ВосточноУренгойской при испытании пласта Ач5 получили промышленный приток газоконденсата, залежи в пластах Ач6 и Ач60 были отнесены к Есетинскому месторождению. В дальнейшем данные залежи в пластах ачимовской толщи объединились в единый контур с залежами Уренгойского месторождения.

    В 1989 году для доразведки ачимовских отложений составлен «Проект доразведки залежей УВ в ачимовских отложения Уренгойского месторождения» с объемом глубокого бурения по 24 скважинам, общим метражом 89 650 м. Проектом предусматривалось бурение скважин для уточнения межфазовых разделов и положения границ литологического замещения. Также основными задачами на стадии доразведки являлись: уточнение подсчетных параметров по скважинам и объектов для подсчета запасов и составления технологической схемы разработки, перевод запасов УВ из категории С2 в категорию С1; установление положения газонефтяного и водонефтяного контактов.

    Разведочные скважины, предусмотренные данным проектом, были пробурены в основном в точках их заложения. В пределах Восточно-Уренгойского лицензионного участка отложения ачимовской толщи вскрыли две скважины № 720, № 723, которые оказались в контуре залежей пластов Ач3-4 и Ач5. В результате бурения и испытания предусмотренных проектом скважин, существенно расширились перспективы газоносности пластов Ач3-4 и Ач5 Уренгойского месторождения в восточном и северо-восточном направлениях.

    В 1991 году утвердили «Дополнение к проекту доразведки залежей УВ в ачимовских отложениях Уренгойского месторождения», которым предусматривалось бурение 12 разведочных и 5 резервных скважин для доразведки, главным образом, наиболее крупной по площади и сложной по своему геологическому строению залежи пласта Ач3-4 и в меньшей степени пласта Ач5. Суммарный метраж с учетом резервных скважин составил 64700 м. Из общего количества проектных скважин пробурено 10. Скважины пробурены в основном в точках, предусмотренных проектом.

    В пределах Восточно-Уренгойского лицензионного участка продуктивность ачимовских отложений пробуренных в рамках «Дополнения..» подтверждена в скважине № 733. Скважина № 733, пробуренная между Есетинским и Северо-Есетинским поднятиями, была опробована по пластам Ач6, Ач60 и Ач5. Из пласта Ач5 был получен фонтан газоконденсатной смеси, два других оказались сухими. Скважина № 735, пробуренная в этом же районе, является дублером скважины № 721, обе скважины в связи с аварией были ликвидированы по техническим причинам. Скважины находились в одинаковых геологических условиях со скважинами № 733 и 710, в которых при испытании ачимовских отложений были получены промышленные притоки углеводородного сырья. Проведенные работы ГРР в рамках программы предусмотренной в «Дополнении..» подтвердили сложное строение ачимовского комплекса, позволили детализировать строение залежей, уточнить зону глинизации этих пластов. В результате испытания скважин получены промышленные притоки газоконденсатной смеси по пластам Ач3-4, Ач5, что позволило прирастить запасы категории С1.

    В 1992 году по заданию геологической службы Главтюменьгеологии ГГП «Уренгойнефтегазгеология» составлен «Зональный проект разведочного бурения ачимовских отложений (базисный горизонт Ач6) восточного склона структуры I порядка – Уренгойского мегавала», в состав которого вошли площади: Уренгойская, ВосточноУренгойская, Есетинская, Северо-Есетинская, Ево-Яхинская. Зональным проектом предусматривалось бурение 36 основных (первоочередных) и 11 резервных скважин с целью разведки глубокозалегающих и высокоперспективных ачимовских отложений, главным образом, залежи базисного горизонта – пласта Ач6.

    В пределах зон размещения нефтяных и газовых эксплуатационных скважин, бурение специальной сети наблюдательных скважин не целесообразно. Для этих целей достаточно использование эксплуатационных скважин.

    Таким образом, из числа эксплуатационных скважин предлагается выделить «опорные» скважины, планируемого к бурению и пробуренного эксплуатационного фонда. Так, в эксплуатационных скважинах, находящихся вблизи трансграничных зон, предлагается проводить обязательную остановку на КВД не менее одного раза в год. Помимо отмеченных зон, для контроля барического состояния залежей предлагается использовать ряд скважин, вскрывающих только один пласт. Контроль давления при вскрытии нескольких пластов осуществляется по данным выработки запасов по разрезу на основе данных ПГИ и адаптации ФМ. Необходимо отметить, что для контроля выработки запасов по эксплуатационным объектам планируется использовать проектные СГ скважины, оборудованные сдвижными муфтами.

    Промысловые работы по контролю за разработкой газоконденсатных объектов были разделены по целевому назначению:

    1) учет объема добываемых флюидов;

    2) контроль состава и свойств добываемой продукции;

    3) контроль энергетического состояния залежи и динамики перетоков между участками;

    4) определение продуктивных параметров залежей;

    5) контроль характера отработки запасов пластов;

    6) контроль технического состояния скважин.

    Таким образом, исполнение отмеченных пунктов позволит осуществлять постоянное комплексное наблюдение за процессом эксплуатации газоконденсатных объектов в полном объеме.

    Результаты выполненных работ по контролю состояния разработки залежей должны ежегодно обобщаться в рамках авторского сопровождения и на основе их анализа выдаваться предложения по совершенствованию дальнейшей эксплуатации залежей, а также необходимости проведения специальных видов исследовательских работ.

    Акцентируя внимание на каждом из пунктов, предлагается следующее руководство к исполнению всех целей:

    Для учета объемов добываемых флюидов:

    1) необходимо обеспечить постоянный контроль давлений и температур на устье и забое работающих и остановленных скважин на всем эксплуатационном фонде в постоянном режиме за счет средств телеметрии. Планирование ГДИ должно исходить из положений, декларированных в данном разделе;

    2) расчет добычи пластового, сухого газа и стабильного конденсата проводить ежемесячно на всем фонде эксплуатационных скважин;

    3) рекомендуется, один раз в год проводить определение поинтервальных дебитов газа и их доли в суммарном дебите по данным комплекса ГИС-контроль в объеме не менее 20% от фонда эксплуатационных скважин, вскрывающих несколько пластов. Данное мероприятие должно быть синхронизировано с комплексом ПГИ, изложенным далее.

    4) проектные СГ скважины, оснащенные сдвижными муфтами, также могут быть использованы для целей распределения добычи по эксплуатационным объектам. Определение вклада каждого из эксплуатационных объектов в общую добычу происходит за счет закрытия порта, отсекающего один из объектов эксплуатации, далее аналогичная операция производится с другим эксплуатационным объектом.

    Для контроля состава и свойств добываемой продукции:

    1) проводить первичные газоконденсатные исследования на стационарных и нестационарных режимах фильтрации в едином комплексе с ГДИ и в соответствующих им объемах. Обеспечить отбор сепараторных проб. Помимо этого, рекомендуется дополнительно предусмотреть проведение ГКИ во всех скважинах, на второй год после проведенных на них первичных газоконденсатных исследований, что должно учитываться при адресном планировании промысловых исследований;

    2) проводить текущие газоконденсатные исследования рекомендуется в едином комплексе с ГДИ и в соответствующих им объемах. Текущие ГКИ могут осуществляться без комплекса ГДИ на эксплуатационном режиме;

    3) производить отбор проб на аппаратах системы подготовки продукции, исследование состава и свойств проб газа сепарации и конденсатов на УКПГ минимум раз в квартал.

    Контроль энергетического состояния залежи и динамики перетоков между участками:

    1) производить замер давлений и температур во время КВД (остановка на запись КВД должна быть не менее чем 15 суток) на 10% (за исключением фонда скважин по контролю барического состояния на границах участка) фонда скважин один раз в год;

    Определение продуктивных параметров залежей:

    1) производить первичные газодинамические исследования на стационарных и нестационарных режимах фильтрации на всем фонде новых скважин в первый год эксплуатации после стабилизации рабочих параметров. Отработку скважины в шлейф для стабилизации термобарических параметров производить не менее чем 3 месяца.

    2) производить текущие газодинамические исследования на стационарных и нестационарных режимах фильтрации 20 % эксплуатационного фонда один раз в год.

    Контроль характера отработки запасов пластов:

    1. производить ПГИ для определения работающих толщин при притоке и поинтервального распределения дебитов на 20 % фонда скважин (для ГС 5 %); один раз в год.

    Контроль технического состояния скважин:

    1) ежемесячно проводить контроль межколонных газо- и водопроявлений на 100% фонда скважин.

    2) производить определение глубины текущего забоя, герметичности эксплуатационной колонны, НКТ, пакеров, интервалов перетоков в комплексе с ПГИ и в соответствующих объемах.

    Важным элементом контроля за разработкой является применение забойных датчиков. Опыт использования данных устьевой и забойной телеметрии в совокупности с результатами комплексных промыслово-лабораторных исследований позволяет существенно повысить качество адаптации ПДГГМ, формированию рекомендаций по выбору оптимального технологического режима работы скважин в условиях высокого содержания конденсата в пластовом газе и др.

    Установка забойных датчиков позволяет сокращать время простоев скважины при плановых ГДИ и ГКИ, а также снизить риски получения аварии при спуске-подъеме средств измерения в ходе исследований. Необходимо в скважинах без забойного датчика при ближайшем КРС произвести его установку. В случае выхода датчика из строя, процедуру замены произвести аналогично, при проведении КРС в скважине.

    Использование данных устьевой и забойной телеметрии в совокупности с результатами комплексных промыслово-лабораторных исследований позволяют существенно повысить качество выполнения работ по созданию проектных документов на разработку, адаптации постоянно-действующей геолого-гидродинамической модели, формированию рекомендаций по выбору оптимального технологического режима работы скважин в условиях высокого содержания конденсата в пластовом газе и др.

    Нефтяные залежи

    Данные, необходимые для контроля, определяются путем прямых измерений параметров на основе комплекса геофизических, гидродинамических и лабораторных исследований.

    В пределах зон размещения пробуренных и проектных эксплуатационных скважин бурение специальной сети наблюдательных скважин нецелесообразно. Для этих целей достаточно использование эксплуатационных скважин. Для контроля за поведением пластового давления в зонах, не охваченных активным дренированием, и за контуром нефтеносности рекомендуется использовать уже пробуренные разведочные скважины после проведения в них комплекса работ по расконсервации.

    3 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

    3.1 Конструкции винтовых забойных двигателей
    Забойные двигатели BICO SpiroStar ™ и SpiroStar Supreme специально разработаны для работы в самых сложных условиях бурения. Двигатели оснащены двигательными секциями, изготовленными по технологии Even Wall, которая обеспечивает самый высокий крутящий момент и выходную мощность в отрасли.

    На сегодняшнее время одна из важнейших проблем в производстве и эксплуатации винтового забойного двигателя является разрушение резиновой обкладки статора. Повреждения эластомерной обкладки ведут к значительному снижению энергетических характеристик двигателя вплоть до его полного отказа. Во время работы двигателя ротор планетарно вращается внутри статора, постоянно соприкасаясь с его зубьями и образуя камеры высокого и низкого давления. Резиновые зубья статора при этом получают циклические деформации. При бурении глубоких скважин с высокими температурами на забое на обкладку статора ВЗД одновременно воздействует высокое давление промывочной жидкости и температура. Так же, резина имеет высокий коэффициент температурного расширения. Под действием этих двух факторов происходит искажение проектного циклоидального профиля обкладки статора. Все последние исследования ведутся в сторону улучшения энергетических характеристик ВЗД, а именно увеличение жёсткости винтовых зубьев рабочих органов и улучшении отвода тепла от резиновой обкладки. Рассматривается стандартная конструкция статора, представляющая собой металлический остов с внутренней цилиндрической расточкой и прикрепленной резиновой обкладкой, имеющей внутреннюю винтовую поверхность циклоидального профиля. Стандартная конструкция сравнивается с новой конструкцией статора, отличающейся тем, что металлический остов имеет внутреннюю винтовую поверхность циклоидального профиля и прикрепленную к нему резиновую обкладку. Известны следующие конструктивно-технологические решения по формированию внутреннего винтового профиля металлического корпуса статора:

    – фрезерование внутренней поверхности трубной или цилиндрической металлической заготовки;

    – ковка трубной металлической заготовки на винтовом сердечнике;

    – литье металла в полость между корпусом и винтовым сердечником;

    – пластическое деформирование методом обкатки роликами внутренней поверхности металлической заготовки;

    – набор металлических пластин или сегментов с вырезанным циклоидальным профилем;

    – установка в цилиндрический корпус тонкостенного винтового штампованного металлического вкладыша;

    – установка в сердцевину резинового зуба металлического прутка.

    – Для устранения конструкционных и эксплуатационных недостатков стандартной конструкции статора предложена новая конструкция в двух вариантах конструктивного исполнения (рис. 1.1) — статор ВЗД, состоящий из металлического остова с внутренним винтовым циклоидальным профилем и прикрепленной к нему упругоэластичной обкладкой постоянной толщины.



    а — винтовая оболочка армирована металлическим цилиндрическим прутком

    б — винтовая оболочка армирована теплопроводным наполнителем

    Рис. 1 Фрагмент новой конструкции экспериментальных статоров ВЗД
    Для армирования резинового зуба статора используется тонкостенная винтовая металлическая оболочка. Оболочка изготовлена методом гидроштампирования. Кольцевая полость между цилиндрическим корпусом и гидроштампованной оболочкой заполняется теплопроводным наполнителем. В данную полость возможна установка металлического цилиндрического прутка. Изготовление статора с остовом с внутренним винтовым металлическим профилем и резиновой обкладкой, профиль которой эквидистантен циклоидальному профилю металлического остова, приводит к повышению жесткости винтового зуба статора. При увеличенной жесткости винтовой зуб статора имеет значительно сниженные перемещения под действием перепада давления промывочной жидкости в рабочих камерах героторного механизма и воздействием ротора, сохраняя при этом контактное взаимодействие рабочих органов. Уменьшаются утечки рабочей жидкости из камер высокого давления в камеры низкого давления. За счет снижения объемных потерь новая конструкция статора позволяет увеличить межвитковый перепад давления промывочной жидкости в рабочих камерах статора при его работе.

    Момент на выходном валу двигателя напрямую зависит от межвиткового перепада давления в статоре:



    Где P — перепад давления в PO,

    V – рабочий объем, м3

    При увеличении перепада давления в статоре возрастает крутящий момент на выходном валу двигателя. Так по сравнению со стандартным статором новый статор с винтовым зубом повышенной жёсткости увеличивает крутящий момент ВЗД.

    При уменьшении объемных потерь в РО появляется возможность использовать меньший натяг в зацеплении без увеличения их длины и ухудшения энергетических характеристик, что должно снизить износ поверхностей скольжения ротора и статора, уменьшить механические потери на трение в механизме, а также уменьшить давление запуска двигателя. Другим положительным моментом использования новой конструкции статора ВЗД является возможность уменьшения длины зацепления его РО без увеличения натяга в зацеплении и ухудшения энергетических характеристик. Значительное уменьшение протоков промывочной жидкости из рабочих камер двигателя, образованных винтовыми поверхностями ротора и статора, должно уменьшить падение оборотов ротора при возрастающем тормозном моменте на него или, другими словами, улучшить нагрузочную характеристику героторного механизма (сделать её более «жесткой»). Зависимость частоты вращения ротора от увеличения тормозного момента на выходном валу двигателя на графике становится более пологой, как показано на рис. 1.8.



    Рисунок 3.1 - Нагрузочкая характеристика статоров габарита 95 мм сопоставимой длины с кинематическим отношением 5/6 при расходе 8 л/с

    При бурении скважин винтовым забойным двигателем со статором новой конструкции его более жесткая нагрузочная характеристика обеспечивает значительно меньшее снижение частоты вращения ротора при увеличивающемся тормозном моменте на вал, который может возникнуть, например, при сужении ствола во время проработки скважины или увеличенной осевой нагрузке на забой.

    Также более жесткая нагрузочная характеристика нового статора позволит более точно регулировать частоту вращения выходного вала ВЗД изменением расхода промывочной жидкости на буровых насосах. Помимо таких явных преимуществ как повышение крутящего момента для эффективного использования долот РБС, уменьшения длины статора и уменьшения натяга в зацеплении рабочих органов применение новых статоров за счет повышения мощности привода позволит снизить энергозатраты при бурении скважин. Новый статор может использоваться с той же эффективностью углубления скважины, что и стандартный статор, но при этом затрачиваться будет часть от его максимальной мощности в то время, как стандартный будет работать на полную мощность. Другими словами, новый статор позволит работать при меньшем расходе рабочей жидкости, буровые насосы будут работать при меньшей производительности, что обуславливает экономическую эффективность.

    ЗАКЛЮЧЕНИЕ
    За этот период 19 мая 2021г. по 16 июня 2021г. проходил производственную практику. За время прохождения мною были освоены следующие профессиональные компетенции: ПК 1.1. Контролировать и соблюдать основные показатели разработки месторождений, ПК 1.2. Контролировать и поддерживать оптимальные режимы разработки и эксплуатации скважин, ПК 1.3. Предотвращать и ликвидировать последствия аварийных ситуаций на нефтяных и газовых месторождениях, ПК 1.4 Проводить диагностику, текущий и капитальный ремонт скважин, ПК 1.5 Принимать меры по охране окружающей среды и недр.

    Уренгойское месторождение имеет сложное геологическое строение и особые термобарические пластовые условия. Поэтому для его освоения «Газпром» будет применять самые передовые технические достижения.

    Месторождение имеет большую площадь, поэтому для снижения затрат на строительство линий электропередач на удаленных кустах газовых скважин планируется применять автономные источники энергоснабжения (на основе возобновляемых источников энергии)

    В данной работе был произведен сбор фактической производственной информации Уренгойского месторождения и обработана информация с целью формирование навыков обработки теоретического материала для написания отчёта по производственные практики.

    По результатам проведенного исследования подготовлен отчет

    СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ


      1. Зайцева С.П. Методические указания по структуре, содержанию и оформлению отчета по практики для студентов по направлению 21.03.01 «Нефтегазовое дело» по профилю «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти» и «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи газа, газоконденсата и подземных хранилищ», очной (заочной) форм обучения, Ноябрьск, 2019. .

    1. Технологическая схема разработки нефтегазоконденсатного месторождения: Отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Руководитель А.Н. Нестеренко, Р.Ф. Шарафутдинов. – Тюмень, 2019.

    2. Единая технологическая схема разработки ботуобинского продуктивного горизонта нефтегазоконденсатного месторождения / Отчет о НИР ООО «ТюменНИИгипрогаз». - Тюмень, 2011.

    3. Бородкин В.Н, Брехунцов A.M., Дещеня Н.П. Особенности строения, корреляции и индексации основных продуктивных резервуаров (пластов) неокома севера Западной Сибири и Якутии в связи с условиями их осадконакопления // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 2000.- № 2.- С. 7-17

    4. Бородкин В.Н. Факторы, контролирующие размещение залежей углеводородов Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения // Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1995. Вып. 145. С. 42-55.

    5. Физико-химические модели пластовых флюидов нижнемеловых отложений: Отчет о НИР / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Руководитель Лютомский С.М. - Тюмень, 2012.

    6. Пересчет запасов газа, конденсата и нефти залежей Непского свода на 01.01.2019: Отчет о НИР / ООО «ЦНИП»; Авторы В.Г. Драцов, Л.А. Кондратьева, Л.И. Моценко, Т.А. Вотякова, Ю.М. Чуриков. – М., 2016.

    7. Пересчет запасов нефти, свободного газа и конденсата залежей Непского свода (пласты группы БУ160-БУ171-1) Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения по состоянию на 01.01.2019: Отчет о НИР / ООО «СибНАЦ»; Ответственный исполнитель Смирнова О.В. – Тюмень, 2012.

    8. Проект разработки газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек нижнемеловых отложений нефтегазоконденсатного месторождения на полное развитие: Отчет о НИР /ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Отв. исполнители Лютомский С.М., Нестеренко А.Н. – Тюмень, 2008.

    9. Геологический отчёт за 2019 год: отчёт о НИР / Жариков, М.Г. – Мирный: АО «АЛРОСА – Газ», 2019. – 710 с.

    10. Геолого-технические мероприятия по разработке Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения: отчёт о НИР / Ли, Г.С. – Мирный: АО «АЛРОСА – Газ», 2018. – 150 с.

    11. Лирюхин, А.И. Мониторинг качества нефти Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения / А.И. Лирюхин, И.В. Колинченко, Н.М. Янкевич // Приоритетные направления развития. Мирный: АО «АЛРОСА – Газ»– 2013. – № 42. – с. 294-300.

    12. Проектная документация обустройства Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения: Отчет о НИР / ООО «ВНИПИгаздобыча»; Руководитель А.Н. Нестеренко, Р.Ф. Шарафутдинов. – Саратов, 2017.

    13. https://sbdr.ru/coiltubing

    14. https://sbdr.ru/about

    15. https://glavportal.com/materials/promyshlennost-bez-promyshlennikov

    написать администратору сайта