практика. Задачами преддипломной практики для реализации поставленных целей являются изучение деятельности предприятия

• Название: Задачами преддипломной практики для реализации поставленных целей являются изучение деятельности предприятия
• Дата: 05.11.2019
• Размер: 275.82 Kb.
• Имя файла: практика.docx
• Тип: Задача; #93488
• страница: 1 из 6

ВВЕДЕНИЕ

Прохождение производственной практики производилось в ТПП « Волгограднефтегаз» ОАО «РИТЭК»

Целью производственной практики является закрепление и углубление теоретических знаний, приобретение опыта самостоятельной работы, получение навыков в проведении научно-исследовательской и практической работы по избранной специальности.

Задачами преддипломной практики для реализации поставленных целей являются:

-  изучение деятельности предприятия;

-  развитие навыков проведения самостоятельных исследований и анализа практических материалов;

История развития организации

Геологическое изучение Нижневолжского региона началось еще в конце 30-х годов XX века и возобновилось сразу в конце войны, в сорок пятом. Это было в Арчеде (ныне – Фроловском районе Волгоградской области), и самый первый фонтан был получен именно здесь. Промышленная же добыча нефти на территории Волгоградской области началась в пятидесятые годы со скважин Жирновского нефтегазового месторождения. Несколькими годами позже в Котовском районе была начата эксплуатация Коробковского нефтегазового месторождения.

В 1966 году было создано государственное производственное объединение «Нижневолжскнефть», объединившее нефтегазодобывающие тресты и управления буровых работ

В 1996 ОАО «Нижневолжскнефть» было интегрировано в состав нефтяной компании «ЛУКОЙЛ».

Основные виды деятельности: ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» имеет статус единого оператора по добыче нефти и газа в системе нефтяной компании «ЛУКОЙЛ» на территории Южного Федерального округа.
Основные виды деятельности:

ТПП «Волгограднефтегаз» ОАО «РИТЭК» занимается производственной деятельностью на территориях Астраханской и Волгоградской областей, а также Республики Калмыкии:

•  Добыча нефти и газа;

•  Подготовка нефти;

•  Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений; •  Геологоразведочные работы;

•  Ведение промыслово-геофизических исследований скважин; •  Обустройство месторождений.

Объемы производства:

Общий объем добычи углеводородов ежегодно составляет около 3 млн. тонн нефти и 600 млн. м³ газа.  В 2018 году добыча жидких углеводородов (нефти и конденсата)  составила 2733 тыс.т, природного газа 99,6 млн.м3, попутного нефтяного газа (ПНГ) 460,3 млн.м3, коэффициент утилизации ПНГ составил 97,6%. Перспективы деятельности предприятия связаны как с дальнейшими успешными геологоразведочными работами в пределах лицензионных участков, так и с применением современных методов разработки уже открытых и разрабатываемых месторождений.

1 Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения.
Коробковское месторождение расположено в 250 км к северу от г. Вол-гограда в Котовском районе Волгоградской области. На месторождении раз-рабатываются две нефтегазовые залежи и одна газонефтяная залежь.

В геологическом строении района принимают участие отложения па-леозойского, мезозойского и кайнозойского возрастов .

В тектоническом отношении месторождение приурочено к центральной части Доно-Медведицкого вала. Поднятие представляет собой асимметрич-ную брахиантиклинаьную складку северо-восточного направления с более крутым юго-восточным и пологим северо-западным погружением. По кровле продуктивной части бобриковского горизонта брахиантиклиналь имеет до-вольно широкий свод примерно коробчатой формы..

В разрезе месторождения выявлено восемь залежей: пять газвых, две нефтегазовые и одна газонефтяная. Газовые залежи приурочены к отложени-ям байосского яруса, верхнего карбона, верейского, мелекесского горизон-тов и к массиву карбонатных пород окско-серпуховского, намюрского и нижнебашкирского возрастов (массивная залежь). Газонефтяная залежь со-держится в коллекторах первой пачки мелекесского горизонта, нефтегазовые в коллекторах турнейского и бобриковского горизонта.

В литологическом отношении мелекесский горизонт представлен пес-чано-глинистой фацией с частым замещением песчаников глинами и алевро-литами.

Бобриковский горизонт представлен песчаниками алевролитами и гли-нами. Песчаники кварцевые преимущественно мелкозернистые. Коллектора-ми турнейского продуктивного пласта являются карбонатные породы, пред-ставленные известняками с прослоями доломитов. Залежь мелекесского го-ризонта пластовая, сводовая, литологически экранированная. Размеры зале-жи 11*7,5 км, этаж нефтеносности 33м. Средняя глубина залегания продук-тивного пласта 1280м. Залежь бобриковского горизонта является пластовой сводовой. Размеры залежи 10*7,5км, средняя глубина залегания бобриков-ского горизонта 1800м, этаж нефтеносности 51м. Средняя глубина залегания продуктивного пласта турнейского яруса 1840м. Залежь массивного типа, размером 6,7*4,7км, этаж нефтеносности 19м.

Нефть бобриковского горизонта метанно-нафтенового типа, легкая, плотность ее на поверхности 815 кг/м3 малосернистая (0.2%), парафинистая (1.9%), смолистая (1.4%). Плотность нефти по данным дифференциального разгазирования – 828 кг/м3. Свойства нефти в пластовых условиях следую-щие: плотность 647 кг/м3, давление насыщения 17.3 МПа, динамическая вяз-кость в пластовых условиях 0.68 мПа*с, объемный коэффициент 1.37 .

Нефть мелекесского горизонта относится к типу метановых, легких, яв-ляется малосернистой (серы до 0,5%), низкопарафинистой (до 2.4%), силь-носмолистой (до 33%), плотность ее 841 кг/см3, вязкость 10.7 сПз Нефть турнейского яруса метано-нафтенового типа, малосернистая (серы до 0.3%), смолистой (смол до 1.2%), слабопарафинистой (до 3%). Плотность ее 821 кг/м3, вязкость 5.6 сПз.

Попутный газ мелекесской залежи имеет относительную плотность 0,681 и состоит из метана (86%), этана (6%), пропана (4%), и более тяжелых углеводородов. Содержит также азот (0,11%), углекислый газ (0,48%), серо-водород отсутствует. Попутный газ бобриковской залежи имеет плотность 0.875, содержание метана 83,055%, азота – 0,96%, сероводород отсутствует. В попутном газе турнейского яруса метана 77%, этана 8,65, пропана 8,7%, сероводорода 0,2%. Плотность газа 0,66 

1.2.1 Текущее состояние разработки бобриковской залежи

Залежь бобриковского горизонта после пробной эксплуатации была введена в разработку в 1957 г. по технологической схеме, рекомендовавшей выработку запасов нефти на естественном режиме при снижении пластовогодавления ниже давления насыщения и сохранении постоянного объема газовой шапки путем технологически обоснованных отборов газа. Два эксплуатационных ряда предлагалось разместить в чисто нефтяной зоне, один - в подгазовой при сетке 500 х 500 м. Общее число эксплуатационных скважин должно было составить 111, наблюдательных 14, резервных 33. Предусмотрен максимальный отбор нефти 5000 т/сут, газа 100 тыс.м3/сут. Отключение рядов планировали при 50% обводнения продукции

По мере разбуривания залежи и накопления промысловых материалов уточнялись количество и размещение скважин, технологические показатели разработки. Отбор нефти 5000 т/сут был достигнут в июне 1961 г. К 1962 - 1963 гг. первый этап разбуривания (три ряда добывающих скважин) был практически закончен.

Выпуск газа начат с 1964 г. Объемы выпуска постепенно возрастали, отбор нефти также увеличивался. При этом фактические отборы систематически превышали проектные. Превышения были осуществлены по приказам бывшего Госкомитета нефтедобывающей промышленности, МНДП и МНП, предусматривавшим увеличение уровня отбора нефти: в 1965 г. – до 6000 т/сут, в 1971 г. - до 7000 т/сут, в 1972 г. – до 8500 т/сут.

В 1972 году был пробурен V ряд и заканчивалось формирование IV ряда Выпуск газа газовой шапки превысил объемы, необходимые для сохранения неподвижности ГНК (обеспечивались потребности Коробковского ГПЗ). Пластовое давление снизилось до 13,2 МПа или на 27% относительно начального. В связи с обводнением скважин крайних рядов и прекращением их фонтанирования пятая часть фонда была переведена на глубиннонасосный способ эксплуатации.

Значительный отбор газа способствовал увеличению темпа понижения пластового давления, что, в свою очередь, сокращало период фонтанирования скважин с низким буферным давлением и затрудняло поддержание достигнутого уровня добычи нефти.

В связи с этим было рекомендовано осуществлять выпуск газа в объемах, необходимых для обеспечения неподвижности ГНК, а для поддержания отбора нефти в 1972 - 1974 гг. в объеме 8500 - 8700 т/сут предусмотрено увеличить фонд эксплуатационных скважин путем бурения IIа ряда между существовавшими II и III рядами. С этой же целью был намечен возврат на подгазовую зону с турнейского яруса десяти скважин. В I972 - 1974 гг. добыча газа была несколько уменьшена. Отбор нефти в 1973 г. достиг максимальной за весь период величины 8730 т/сут (темп отбора 3,9% от числившихся начальных балансовых запасов), затем началось постепенное снижение добычи нефти. Оно было обусловлено интенсивным обводнением скважин внешних I и II рядов и загазовыванием внутренних IV и V. Падение добычи нефти было замедлено отборами из скважин нового IIа ряда.

К 1975 г. из эксплуатации выбыло 48 скважин. Свыше четверти действующего фонда скважин эксплуатировались глубиннонасосным способом, оказавшимся в текущих условиях низкопроизводительным (10-15 т/сут на скважину). Пластовое давление снизилось до 11,1 МПа при начальном значении 17,9 МПа, обводнённость продукции залежи колебалась на уровне 6 – 8%. В связи с сокращением добычи нефти и жидкости, обводнением и выбытием скважин были предусмотрены перевод скважин на газлифтный способ эксплуатации и организация заводнения. При этом было решено, что законтурное заводнение должно осуществляться в 14 обводнившихся эксплуатационных скважин первоговнешнего) рада. Внутриконтурное заводнение, предназначенное для отделения газовой шапки от нефтяной части залежи - в 11 малодебитных загазованных скважин, расположенных в IV и V рядах.

Следует отметить, что на необходимость заводнения указывалось и в предыдущих проектных документах , но Миннефтепромом варианты разработки с поддержанием давления отвергались.

В 1979 г. было практически полностью освоено законтурное заводнение, переведены на бескомпрессорный газлифтный способ эксплуатации 27 скважин, подготовлена система водоснабжения для заводнения, пробурена одна газовая скважина и др. Однако разработку залежи осуществляли при отборе газа из газовой шапки (для сохранения положения ГНК стабильным он не должен был производиться). Это было связано с обеспечением соответствующего уровня добычи нефти ( в 1977 г. отобрано 1,92 млн.т против 2,1 млн.т по проекту). Отбор газа газовой шапки способствовал продолжению внедрения нефти в первоначально газонасыщенную часть залежи.

Дальнейшая разработка залежи проводилась согласно рекомендациям отчёта «О результататах внедрения комплексного проекта доразработки нефтегазовой залежи бобриковского горизонта Коробковского месторождения» Разработку залежи осуществляли с применением законтурного и внутриконтурного заводнения и компрессорного газлифтного и глубиннонасосного (ШГН и ЭЦН) способов добычи. Происходило дальнейшее снижение уровня добычи нефти и сокращение фонда добывающих скважин вследствие роста обводнённости их продукции. Газовый фактор уменьшился до значений, соответствующих количеству растворенного газа при текущем давлении насыщения. Пластовое давление восстановлено до 15,1 МПа, что способствовало повторному фонтанированию ряда скважин.