Отчёт по практике. Отчет по практике. Отчет о производственной практике тип практики Технологическая (проектнотехнологическая) практика
 Скачать 1.72 Mb.
|
|
Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет» Филиал в г. Октябрьском Кафедра «Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений» ОТЧЕТ О ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРАКТИКЕ Тип практики: Технологическая (проектно-технологическая) практика Специальность: 21.05.06 Нефтегазовые техника и технологии Специализация: Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Выполнил: студент группы Проверил: руководитель – Оценка защиты Октябрьский 2022 СОДЕРЖАНИЕ
1. Цели и задачи производственной практики. Целью технологической (проектно-технологической) практики является непосредственное знакомство с профессиональной средой и развитие практических компетенций, а также сбор материала для обоснования проектных решений в рамках курсовых проектов по дисциплинам «Разработка и проектирование нефтяных месторождений» и «Технологии эксплуатации нефтяных и газовых скважин». Во время практики в шестом семестре должны быть освоены следующее общепрофессиональные компетенции, применительно к технологическим процессам эксплуатации нефтяного месторождения: - ОПК-1 Способен решать производственные и (или) исследовательские задачи профессиональной деятельности с учетом основных требований и потребностей нефтегазовой отрасли; - ОПК-2 Способен пользоваться программными комплексами, как средством управления и контроля, сопровождения технологических процессов на всех стадиях разработки месторождений углеводородов и сопутствующих процессов; - ОПК-4 Способен использовать рациональные методы моделирования процессов природных и технических систем, сплошных и разделённых сред, геологической среды, массива горных пород; - ОПК-6 Способен вести профессиональную деятельность с использованием средств механизации и автоматизации; - ОПК-7 Способен оценивать результаты научно-технических разработок, научных исследований и обосновывать собственный выбор, систематизируя и обобщая достижения в области физических процессов горного и нефтегазового производства; - ОПК-8 Способен организовывать и контролировать рациональную безопасную профессиональную деятельность групп и коллектива работников. 2. Геолого-физическая характеристика месторождения В административном отношении Береговое нефтегазоконденсатное месторождение расположено в северо-восточной части Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа. Географически участок расположен в северной части Западно-Сибирской равнины. Ближайшим крупным населенным пунктом является п. Уренгой, расположенный в 30 км к северо-западу от центра месторождения. Районный центр п. Тарко-Сале находится на расстоянии 110 км в юго-западном направлении. Областным центром района работ является г. Тюмень, окружным –г. Салехард.  Рисунок 1 – Обзорная карта района работ Ближайшими разрабатываемыми месторождениями являются Уренгойское и Восточно-Таркосалинское, расположенные соответственно в 70 км на северо-запад и в 55 км на юго-запад от контура Берегового месторождения. В соответствии с физико-географическим районированием территории ЯНАО площадь месторождения находится в Пуровско-Тазовской лесной равнинной зональной области. Рельеф представляет собой типичную равнину. В целом на территории месторождения преобладает лесной тип растительности. При этом и в долинном комплексе крупных и средних рек господствуют леса. Общая площадь болот территории составляет около 20% всей площади, лесов и редколесий – 75%. Наиболее важными факторами формирования климата являются западный перенос воздушных масс и влияние континента. Взаимодействие этих двух факторов способствует быстрой смене циклонов и антициклонов, частым изменениям погоды и сильным ветрам. Влияют на формирование климата также многолетняя мерзлота, обилие болот, озер и рек. Климат территории лицензионного участка можно определить как резко континентальный. Погода района характеризуется продолжительной и холодной зимой с частыми метелями, коротким и прохладным летом с длинным световым днем. Среднегодовая температура отрицательная – минус 7.8оС. Абсолютный минимум температуры приходится на декабрь – минус 63оС, абсолютный максимум – на июль плюс 34оС. 2.1 Тектоника и стратиграфия Береговое месторождение входит в состав Тазовского района и находятся в пределах Надым-Тазовской синеклизы. Рассматриваемый район отличается геотектоническим своеобразием и разнообразием структурных условий. В вертикальном разрезе на Береговом месторождении выделяются мегаэтажи: домезозойское гетерогенное основание и ортоплатформенный мезо-кайнозойский чехол. На Береговом месторождении чехол слагается осадочными толщами триасового, юрского, мелового и палеогенового возраста. Мощность чехла составляет 5,8-6,0 км, из которых около 800 м приходится на триас. Разрез триаса начинается глинистыми пачками, выше которых сначала появляются алевролиты и песчаники, прослои гравелитов и пачки конгломератов. В основании нижней юры также локализована свита грубообломочных пород. Таким образом, грубообломочные отложения являются не базальными, а внутриформационными. Исходя из этого можно сделать вывод, что перед формированием осадочного чехла существовал хорошо развитый пенеплен, имевший обширное распространение. Геологический разрез Берегового месторождения состоит из песчано-глинистых отложений мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, которые подстилаются метаморфизованными породами палеозойского складчатого фундамента. Все разрабатываемые продуктивные пласты относятся к меловой системе. В пределах рассматриваемой территории, разрез неокома представлен Тазовским типом разреза, который включает свиты: мегионскую, заполярную, ереямскую и покурскую (Тазовско-Уренгойский подрайон). Мегионская свита (берриасс-валанжинский) по характеру слагающих ее отложений состоит из двух частей. Нижняя толща, сложена глинами темно-серыми, аргиллитоподобными, часто алевритовыми и тонкоотмученными, с горизонтальной и волнистой слоистостью, с пластами песчаников, относительно равномерно распределенных по всему разрезу. В разрезе толщи мегионской свиты выделяются продуктивные пласты БТ10-БТ16. На Береговом месторождении продуктивны пласты БТ10 и БТ11. В основании свиты прослеживаются линзовидные, клиноформного строения песчано-алевритовые образования ачимовской толщи. Свита представлена темно-серыми и серыми, аргиллитоподобными глинами, с прослоями песчаников. В верхней части свиты выделяется пласт БТ9. Возраст свиты берриас-валанжинский, установлен по находкам моллюсков, фораминифер, спор и пыльцы. Толщина мегионской свиты от 370 м (скв. 10) до 404 м (скв. 35). Заполярная свита по характеру слагающих ее отложений состоит из трех частей. В нижней части свиты представлена серыми песчаниками, в середине каолинизированными, чередующимися в сложном сочетании с подчиненными прослоями серых алевролитов и алевролитовых глин. В верхней части свиты над пластом БТ0 –пачка «шоколадных» глин, к которым приурочен сейсмический горизонт Н200. Для пород заполярной свиты характерны включения обугленного растительного детрита, обломков древесины, корневидных растительных остатков и отпечатков растений. В разрезе заполярной свиты выделяются пласты АТ11 , БТ0-БТ8 , часть из которых продуктивны в пределах рассматриваемой площади. Возраст свиты валанжин-готеривский. Толщина отложений заполярной свиты от 409 м (скв. 22) до 488 м (скв. 35). Покурская свита делится на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю. Нижняя подсвита сложена светло-серыми песчаниками, реже серыми, в отдельных прослоях с зеленоватым оттенком, часто каолинизированными, чередующимися в сложном сочетании с глинами, темно-серыми, зеленовато-буровато-серыми алевролитами. Породы с разнообразными типами слоистости, с включением растительного детрита, остатками растений, стяжений сидерита, углистых прослоев, отмечаются пирит, окатыши. В основании нижней подсвиты залегает евояхинская толща (пласты ПК21-22), сложенная серыми, мелкозернистыми песчаниками и алевролитами с единичными прослоями серых алевритовых глин. Породы обогащены растительным детритом. Выше выделяются пласты ПК17-ПК20. Средняя подсвита представлена пачками глин и глинистых алевролитов, темно-серого цвета, в отдельных прослоях с зеленоватым или буроватым оттенками, которые чередуются в сложном сочетании с серыми и светло-серыми песчаниками. Породы преимущественно горизонтально-слоистые, содержат растительный детрит, отмечаются единичные прослои бурых углей. В составе средней подсвиты выделяются пласты ПК7-ПК16. Верхняя подсвита сложена серыми и зеленовато-серыми песчаниками, местами уплотненными песками. Песчано-алевритовые породы разделяются пачками серых глин. Отмечаются прослои ракушняков, гравелитов и конгломератов, содержащих иногда бобовины бокситов. Верхняя подсвита (пласты ПК1-6 ) на большей части Надым-Тазовского междуречья является регионально газоносной. Сейсмический горизонт «Г» приурочен к кровле подсвиты. На Береговом месторождении пласты группы ПК продуктивны. 2.2 Характеристика газоносных пластов На Береговом месторождении диапазон нефтегазоносности меловых отложений установлен от сеномана (пласт ПК1) до валанжина включительно (пласт БТ10 и БТ11), в нижнее-среднеюрских отложениях залежи УВ выявлены в пластах ЮГ2 и ЮГ4 (тюменская свита). Этаж нефтегазоносности соответствует глубинам от 1223 м до 3750 м. Береговое месторождение является многопластовым и имеет сложное геологическое строение. По данным поисково-разведочного бурения по состоянию на 01.01.2016 г. на балансе ВГФ числятся запасы нефти, газа и конденсата по пластам ПК1, ПК9, ПК121, ПК122, ПК131, ПК14, ПК151, ПК160, ПК161, ПК162, ПК163, ПК171, ПК172-1, ПК172-2, ПК191, ПК192, ПК20, АТ62, АТ81, АТ82, АТ9, АТ11, БТ42, БТ10, БТ11, ЮГ2, ЮГ4 Берегового месторождения. Общая характеристика залежей пластов БТ10 и БТ11 представлена в таблице 1. Таблица 1 - Общая характеристика залежей пластов БТ10 и БТ11 Берегового месторождения
Физико-литологическая характеристика коллекторов продуктивных отложений и пород покрышек изучалась по результатам лабораторных исследований керна, отобранных из 17 скважин. Продуктивные пласты БТ10 и БТ11 приурочены к верхней проницаемой песчано-глинистой части мегионской свиты берриас-валанжинского возраста. Пласты хорошо коррелируются в разрезах скважин и прослеживаются по всей площади месторождения. По литологическому составу пласты идентичны и представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Песчаники от серых до светло-серых, мелкозернистые, алевритистые, слюдистые с точечными включениями углистого детрита. Алевролиты темно-серые, местами песчанистые, тонкозернистые, слюдистые, с глинистым, иногда базальным цементом, плотные, крепкие с включениями углистого детрита и отпечатками раковин. Аргиллиты темно-серые, алевритистые, слюдистые, массивные, с включениями косоволнистых прослоек песчаника и алевролита. По подсчётам гранулометрического состава содержание песчаной фракции коллекторов колеблется от 13.3% до 93.2% при средних значениях по пластам 64.6% (пласт БТ10) и 62.5% (пласт БТ11), алевритовой фракции –от 1.6% до 73.4%, составляя в среднем 28.4% (пласт БТ10) и 30.0% (пласт БТ11), пелитовой фракции –от 2.9% до 12.5% при средних значениях по пластам 6.1% (пластБТ10) и 5.7 % (пласт БТ11) (табл. 2.3.1). По соотношению породообразующих минералов песчаники аркозовые, в которых содержание кварца – 25-45%, полевых шпатов – 45-60%, обломков пород – 10-20%, слюды – 1-10%. По классификации А.А. Ханина породы пласта БТ10 и БТ11 относятся чаще к коллекторам IV и V класса, встречается III и VI класс. Покрышкой для пласта БТ10 служит толща аргиллитов от темно-серых до черных с небольшими прослоями алевролитов, неравномерная по толщине. Покрышкой для пласта БТ11 служат неравномерные по толщине аргиллиты с прослоями алевролита и, в ряде случаев, песчаника. Толщина аргиллитов изменяется от 7.7 м до 19.2 м. Аргиллиты темно-серые до черного, массивные. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Берегового месторождения представлена в таблице 2. Таблица 2 – Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Берегового месторождения
Фильтрационно-емкостные параметры продуктивных пластов Берегового месторождения определялись по результатам лабораторных исследований керна, по данным интерпретации ГИС и гидродинамических исследований скважин. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||