отчет по практике. Отчет по практике. Структурная карта месторождения (по месту практики)
 Скачать 477.73 Kb.
|
|
Ижевск 2022 г. Содержание. Введение…………………………………………………………………………..4 Структурная карта месторождения (по месту практики)…………………...6 Объекты разработки и их характеристика (таблица)…………………..........7 Коллекторские свойства продуктивных пластов……………………………8 Физические свойства пластовой жидкости (нефти, газа, воды)……………9 Показатели разработки залежи (продуктивного пласта)…………………..12 Схема установки скважинного штангового насоса (УСШН)…………….16 Скважинные штанговые насосы, их элементы…………………………….18 Резьбовые соединения насосно-компрессорных труб и насосных штанг………………………………………………………………………….22 Схема установки электроцентробежного насоса (УЭЦН)………………...24 Технологический режим работы УСШН при постоянной откачке жидкости………………………………………………………......................26 Технологический режим работы УСШН при периодической откачке жидкости………………………………………………………......................26 Технологический режим работы УЭЦН…………………………………..27 Приборы для исследования работы скважинных насосов……………….29 Результаты исследования работы УСШН……………………………........33 Конструкции газопесочных якорей………………………………………..35 Устройства для борьбы с отложениями парафина в подземном оборудовании………………………………………………………………...36 Схема групповой замерной установки……………………………………..37 Схема ДНС…………………………………………………………………..38 Автоматизация работы установок скважинных насосов…………………41 Функциональные обязанности оператора по добыче нефти и газа………42 Обеспечение требований по охране труда при обслуживании добывающих скважин………………………………………………………………………43 Отчетная документация в бригаде по добыче нефти…………………….45 Структура нефтегазодобывающего предприятия………………………...46 Требования по охране окружающей среды при добыче нефти……...........48 Технико-экономические показатели деятельности организации, их динамика за последние три года…………………………………………….49 Заключение………………………………………………………………………51 Список использованных источников…………………………………………..52 Введение. Я, , прошёл производственную технологическую практику по направлению «Нефтегазовое дело» по профилю «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти» в ПАО «Удмуртнефть» им. В. И. Кудинова. Целями производственной практики являются закрепление теоретических знаний, полученных студентом во время аудиторных занятий и учебных практик, приобретение им универсальных, общепрофессиональных и профессиональных компетенций, путем непосредственного участия студента в деятельности производственной организации, а также приобщение студента к социальной среде предприятия (организации). Задачами производственной практики являются: - закрепление теоретических знаний, полученных при изучении базовых дисциплин; - развитие и накопление специальных навыков, изучение и участие в разработке организационно-методических и нормативных документов для решения отдельных задачах по месту прохождения практики; - изучение организационной структуры предприятия и действующей в нем системы управления; - ознакомление с содержанием основных работ, выполняемых на предприятии или в организации по месту прохождения практики; - изучение особенностей строения, состояния, поведения и/или функционирования конкретных технологических процессов; - освоение приемов, методов и способов выявления, наблюдения, измерения и контроля параметров производственных технологических и других процессов; - принятие участия в конкретном производственном процессе; - приобретение практических навыков в будущей профессиональной деятельности или в отдельных ее разделах; - непосредственное участие в рабочем процессе предприятия (организации) с выполнением должностных обязанностей по полученной рабочей специальности, квалификации; - сбор материалов для подготовки и написания контрольных работы по профильным дисциплинам. Задачи производственной практики - закрепление знаний, полученных студентами в процессе теоретического изучения дисциплин учебного плана, на основе глубокого изучения работы нефтегазодобывающих предприятий, на которых студенты проходят практику, а также овладение производственными навыками и передовыми методами труда. В процессе практик студенты приобретают опыт организаторской, воспитательной и общественной работы. Структурная карта месторождения (по месту практики) Геолого-литологичесский профиль по отложениям башкирского яруса и верейского горизонта Чутырской площади Чутырско-Киенгопского месторождения  1 – породы плотные непроницаемые; коллекторы: 2 – газонасыщенные, 3 – нефтенасыщенные, 4 – водонасыщенные. Чутырско-Киенгопское газонефтяное месторождение расположено в 58 км к северу от г. Ижевска. Открыто в 1962 г., разрабатывается с 1971 г. Относится к классу крупных. Приурочено к Чутырско-Ножовской валообразной зоне Верхнекамской впадины. Объединяет три участка (Киенгопский, Чутырский, Восточный) общей площадью 286,6км2. Выявлено 10 нефтяных и 3 газонефтяных залежи. Нефтеносные терригенные отложения визейского и карбонатные турнейского ярусов нижнего карбона. Газонефтеносные карбонатные породы московского (верейский горизонт) и башкирского ярусов среднего карбона. Коллекторы нефтеносных горизонтов поровые и трещинно-поровые, пористость 11—21 %, проницаемость 0,021— 0,7 мкм2. Коллекторы газонефтяных залежей пористые и каверно-пористые известняки эффективной толщиной 3,4—9,3 м, пористость 17—19%, проницаемость 0,153—0,283мкм2. Залежи верейского горизонта пластовые сводовые, башкирского и турнейского ярусов массивные, визейского яруса пластовые сводовые. Объекты разработки и их характеристика (таблица) На Чутырской площади – три объекта: верейский (пласты В-II+B-III), башкирский (пласт А4), визейский (пласты С-I-VI);
Коллекторские свойства продуктивных пластов. Керн для исследований отбирался как при поисково-разведочном, так и при эксплуатационном бурении. Изучение литологии продуктивных пластов производилось на основе макроописания керна, изучения пород в шлифах, анализа гранулометрического и химического состава в лаборатории треста «Удмуртнефтеразведка», лаборатории КО ВНИГНИ, лаборатории петрофизики института «УдмуртНИПИнефть» (в настоящее время ЗАО «ИННЦ»). Башкирские продуктивные отложения представлены известняками серыми и темно-серыми, пористыми и плотными, прослоями глинистыми, трещиноватыми, с включениями кремня, с примазками глин по многочисленным трещинам, иногда с прослойками зеленовато-серого аргиллита. Встречаются стилолитовые швы, выполненные глинистым материалом. Пористые разности известняков в разрезе распределены неравномерно, они не выдержаны в пространстве и образуют сложнопостроенную систему в общей массе карбонатных пород. Гидродинамические исследования скважин и пластов осуществлялись на всех этапах геологического изучения и промышленной разработки месторождения. Оценка гидродинамических параметров пласта в скважинах эксплуатационного фонда (гидропроводность, пьезопроводность, проницаемость) в период промышленной эксплуатации осуществлялась, преимущественно, по кривым восстановления уровней (давлений для нагнетательных скважин), значительно реже по кривым восстановления давления. Результаты гидродинамических исследований скважин представлены в таблице ниже. Результаты гидродинамических исследований скважин башкирского объекта Чутырской площади
Таким образом, коллектора башкирского яруса Чутырской площади имеют следующую физико-химическую характеристику: средняя пористость 16,1%, средняя проницаемость 0,159мкм2, средняя нефтенасыщенность 88%, средняя гидропроводность 10,9 м2*10-12/(Па*с), средняя пьезопроводность 326,2*104 м2/с. Физические свойства пластовой жидкости (нефти, газа, воды). Нефть в пластовых условиях характеризуется как нефть маловязкая: динамическая вязкость изменяется от 5,87 до 9,3 мПас, составляя в среднем 7,45 мПас, со средним газосодержанием, которое изменяется от 21,8 до 26,6 м3/т, составляя в среднем 24,2 м3/т, со средней плотностью 856,8 кг/м3, изменяющейся в пределах от 850,7 до 862 кг/м3, со средним давлением насыщения 9,76 МПа, изменяющимся в диапазоне от 9,48 до 10,4 МПа. Свойства нефти Чутырской площади в пластовых условиях
Нефть в поверхностных условиях характеризуется как тяжелая (по результатам разгазирования глубинных проб): плотность изменяется в диапазоне от 870,1 до 881,0 кг/м3, составляя в среднем 875,5 кг/м3; высокосернистая: содержание серы колеблется от 1,8 до 3,23%, составляя в среднем 2,49%; высокосмолистая: содержание силикагелевых смол варьирует от 10,1 до 28,53%, что в среднем составляет 15,35%; парафинистая: содержание парафина изменяется от 2,9 до 9,54%, что в среднем составляет 4,79%. Свойства нефти Чутырской площади в поверхностных условиях
Газ углеводородно-азотного состава. Относительный удельный вес газа по воздуху - 1,223, содержания метана - 10,28%, этана - 13,87%, пропана - 17,79%, азота - 44,79%. Компонентный состав нефтяного газа Чутырской площади
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||