Ознакомление с организационной структурой предприятий
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего образования
«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Филиал ТИУ в г. Сургуте
Кафедра «Нефтегазовое дело»
ОТЧЕТ
О прохождении производственнойпрактики
(учебной, производственной, преддипломной)
Группа: ЭДНбз- 15.1
Форма обучения:заочная (5 лет)
Место прохождения практики: ТПП «Повхнефтегаз»
Руководитель практики Студент(ка)
Муравьев К.А.Петренко Л.В.
(Ф.И.О.)( Ф.И.О.)
_____________________ __________________
Сургут, 2018
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 3
1.ОБЩАЯ ЧАСТЬ 4
Вопросы истории развития нефтяной и газовой промышленности России и Западной Сибири 4
1.2Ознакомление с организационной структурой предприятий. Способы эксплуатации нефтяных месторождений, применяемых
в НГДУ………...…………………………………………………………...8
2.ГЕОЛОГИЧЕСКА ЧАСТЬ……...…………………………………….....9
2.1 Тектоника, орогидрография района работ …….....…...…………....9
2.2Литолого- стратиграфическая характеристика..………………….10
2.3Свойства пластовых жидкостей и газов ………………………......14
2.4 Состояние разработки месторождения….………………………..15
2.5 Динамика показателей разработки фонда скважин …...…….…...17
3.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ………………………………………..18
|
|
|
3.1 Ознакомление с технологическими процессами.............................18
3.2 Конструкция скважин и их забоев, способы освоения скважин...20
3.3 Спуск обсадных колонн и крепление скважин...............................24
3.4 Способы освоения скважин. Способы вызова притока нефти из
пласта...................................................................................................….28
3.5 Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин.Подземное и
устьевое оборудование………………………………………………....31
3.6 Причины образования АСПО……….……………………………..32
3.7 Мероприятия по борьбе с парафиноотложением………………....34
3.8 Мероприятия по охране окружающей среды……………………..38
ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………...…39
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙЛИТЕРАТУРЫ...................................40
ВВЕДЕНИЕ
Я проходила практику на предприятии ООО «ЛУКОЙЛ -Западная Сибирь»,ТПП «Повхнефтегаз» Повховское месторождение.
Повховское месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской равнины и тяготеет к северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района. В административном отношении месторождение расположено в северной части Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 80 км к северо-востоку от г.Когалым и 160 км на северо-восток от г.Сургут, 150км от г.Нижневартовск и 34 км от г.Ноябрска. Географический район месторождения приурочен к верховьям и средней части рек Котухта и Ватьеган, впадающих в реку Аган. Район месторождения представляет собой слаборасчлененную, заболоченную равнину.
|
|
|
Данное предприятие оптимально подходит к прохождению учебной практики.Данное предприятие оптимально подходит к прохождению производственной практики.
ОБЩАЯ ЧАСТЬ
Вопросы истории развития нефтяной и газовой промышленности России и Западной Сибири
Нефть и газ являются одними из основных видов топлива, потребляемого человечеством. Нефть добывают и используют сравнительно давно, однако начало интенсивной промышленной разработки нефтяных месторождений приходится на конец XIX - начало XX веков.
За годы Советской власти страна вышла на первое место в мире как по объемам добычи нефти, так и по темпам их прироста. По сравнению с 1940 г. к середине 80-х годов 20 века добыча нефти с конденсатом в стране выросла более чем в 20 раз.
Отечественные ученые внесли значительный вклад в создание современной техники и технологии добычи нефти. Они являются пионерами в таких вопросах, как создание методов добычи нефти штанговыми скважинными установками, погружными центробежными электронасосами, газлифтным способом, одно время забытыми и вновь возрожденными в 70-е годы шахтным и термошахтным способами, эксплуатация морских месторождений, эксплуатация месторождений скважинами малого диаметра и кустовое расположение скважин.
|
|
|
Конец XX столетия характеризовался резким увеличением спроса на нефть и газ и их потребления. В настоящее время около 70% энергетической потребности в мире покрывается за счет нефти и газа. Однако, учитывая ограниченность мировых запасов нефти и газа, решение проблемы энергетики связывают с ее переводом на атомную и термоядерную основы.
В то же время нефть и газ все шире начинают использовать как сырье для нефтехимической промышленности, получения искусственных белков, фармацевтических препаратов, пластмасс и др.
Увеличение объемов добычи нефти все в большей степени обеспечивается за счет ввода в разработку месторождений, расположенных в отдаленных малозаселенных районах Севера, в зонах залегания многолетнемерзлых пород, в континентальных шельфах океанов и морей. При этом возрастает удельный вес добычи тяжелых высоковязких нефтей в общем объеме добычи нефти.
|
|
|
Основанием для поисково-разведочного бурения послужило наличие положительной структуры промышленной нефтеносности Покачевского, Варьеганского и других соседних поднятий.
Поисковое бурение на нефть и газ в пределах Средне-Варьеганской и Больше-Котухтинской площадей началось в 1972 году. Первые поисковые скважины № 1 и 7 были заложены в присводовых частях локальных структур с целью изучения нефтегазоностности меловых и юрских отложений и уточнения тектонического строения, стратиграфии, литологии и коллекторских свойств мезозойских образований.
Открытое месторождение названо Повховским в честь одного из первооткрывателей месторождения нефти Широтного Приобья.
В 1972 году на Средне-Ватьеганской структуре скважиной № 7 была выявлена залежь нефти пласта БВ8. При испытании интервала 2594 – 2604 м в этой скважине был получен фонтан нефти дебитом 82,5 м3/сут.. Пласт Ю1 васюганской свиты не был опробован, хотя по керну отмечался нефтенасыщенный песчаник.
В конце 1972 года был создан проект поисково-разведочного бурения, которым предусматривалось бурение четырех первоочередных и четырех зависимых скважин в пределах Больше-Котухтинской площади.
В соответствии с этим проектом скважина 1 была пробурена в сводной части южного купола Больше-Котухтинсой структуры. По результатам промысловой геофизики и испытаний было установлено, что пласт БВ8 в скважине 1 заглинизирован, а пласт БВ6 водоносен. Из отложений васюганской свиты был получен приток бурового раствора с нефтью. В дальнейшем осуществление проекта было продолжено на Средне-Ватьеганской площади. В качестве базисного был принят горизонт БВ8.
Первые разведочные скважины №№ 8, 9, 10, 11, 12, 13 пробуренные в 1973-1974 гг. размещались профилем по длинной оси структуры и позволили установить, что залежь распространяется на всю группу локальных куполов, которые образуют Средне-Ватьеганскую структуру. В разрезах скважин, пробуренных на западном погружении поднятия, горизонт БВ8 оказался практически заглинизированным. Таким образом, уже на начальной стадии разведки в западной части площади была выявлена зона замещения песчаников горизонта глинами.
В связи с необходимостью ускоренного ввода месторождения, в разработку 1976 году был составлен проект доразведкиПовховского месторождения, где по Повховско – Больше-Котухтинской площади для оценки запасов нефти по промышленным категориям предусматривалось бурение 61 скважины, включая 26 пробуренных на дату составления проекта.
Скважины предлагалось бурить по сетке 3х4 км в предполагаемой продуктивной зоне развития коллекторов пласта БВ8. Кроме того, в присводовых частях Больше-Котухтинской структуры проектировались две поисковые скважины на юрские отложения и одна в зоне сочетания с Вынгапурским месторождением со вскрытием нижнесреднеюрских пород.
С целью разведки юрской залежи в пределах Больше-Котухтинской структуры в 1979 году были пробурены скважины, которые позволили установить некоторые закономерности в строении продуктивного пласта.
Было установлено, что юрская залежь имеет подчиненное значение и основным объектом разведки и эксплуатации является горизонт БВ8. Дальнейшая доразведка месторождения производилась в основном с целью детализации основного объекта горизонта БВ8.
За период с 1981 по 1982 гг. было пробурено 8 разведочных скважин. Выполненный дополнительный объем геологоразведочных работ не внес существенных изменений в представление о геологическом строении. По пластам БВ8 была уточнена граница залежи.
С июня 1978 года Повховское месторождение введено в разработку согласно технологической схеме, утвержденной в 1976 году (Рисунок 1.1).
Рисунок 1.1 Обзорная карта месторождений
Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким сравнительно жарким летом. Среднегодовая температура минус 30 С. Самый холодный месяц январь до минус 50 С, самый теплый июль до 30 - 50 С. Первый снег выпадает во второй половине октября. Устойчивый снежный покров образуется в начале ноября. Зимой нередко бывают снежные бури, пурга, скорость ветра достигает 10-15 м/с при средней скорости 2-3 м/с. В зимний период преобладают южные ветры, в летние - северные.
Растительность представлена сосной, кедром. В долинах и поймах рек встречаются березы и ивы. Электроснабжение Среднего Приобья осуществляется местными электроустановками, а также Сургутской ГРЭС. Коренное население - русские, ханты, манси. Занимаются охотой, рыбной ловлей, звероводством и животноводством. В экономическом отношении район довольно быстро стал развиваться.
Ознакомление с организационной структурой предприятий
Производственная и организационная структура предприятия. Аппарат управления. Права и обязанности руководителя предприятия (генеральный директор ТПП «Повхнефтегаз», главного инженера, начальников отделов, инженерно-технических работников (ИТР), отдельных служб и цехов. Функциональные связи между аппаратом управления и цехами(Рисунок 1.2).
Рисунок 1.2Схема структуры предприятия ТПП «Повхнефтегаз»
2.ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.
2.1.Тектоника, орогидрография района работ
Согласно тектонической карты платформенного чехла Западно- сибирской плиты, Повховское месторождение расположено в пределах Ярославского мегапрогиба, разделяющего Сургутский и Нижневартовский своды.
На фоне общего регионального погружения выделяются основные тектонические элементы: Средне-Ватьеканская приподнятая зона в южном и Больше-Котухтинская структура в северной частях Повховского месторождения.
Средне- Ватьеганская приподнятая зона не имеет четкой конфигурации в следствии осложнения многочисленными понятиями различной ориентации от субширотной до субмеридиальной.
В целом приподнятая зона включает в себя южную часть Повховского месторождения, группу Средне-Ватьеганских и безымянных поднятий, а также Сердаковское поднятие.
Северный склон приподнятой зоны довольно полого погружается в сторону Больше-Котухтинского поднятия, разделяясь неглубокой (не более 10 м) седловиной.
Южный склон Средне-Ватьеганской приподнятой зоны погружается в сторону Нижневартовского свода.
При детальном рассмотрении тектонического строения Средне-Ватьеганской приподнятой зоны видно, что в южной части месторождения выделяется Средне-Ватьеганская нефтяная структура, которая имеет неправильную форму, вытянутую в северном направлении. Размеры структуры по замкнутой изогипсе-2529м составляют 9,5 х 5км. Скважиной №448 пласт БВ`8 вскрыт на отметке – 2483м. Амплитуда составляет 37 метров.
К западу от вышеописанной нефтяной структуры выделяются два Средне-Ватьеганских поднятия.
В районе разведочных скважин №19,26 по сейсморазведке и данным бурения выделяется Средне-Ватьеганское поднятие субмеридиального простирания. Размеры по замкнутой изогипсе –2530м составляют 11х4км, амплитуда – 23,3м относительно скв. №19,где кровля пласта БВ` 8 вскрыта на отметке –2506, 7м, этой скважиной доказана невтеностность поднятия.
Самая южная часть Средне-Ватьеганской приподнятой зоны представлена безымянным поднятием (район скв. №12,49), где получены промышленные притоки нефти из пласта БВ`8 .
В юго-восточной части Средне-Ватьеганской приподнятой зоны выделяется Сердаковское поднятие, которое по замкнутой изогибсе – 2520м включает в себя еще безымянное локальное поднятие. В целом, Сердаковское поднятие с севера еще осложняется Тяэтлыхским локальным поднятием.
Собственно Сердоковское поднятие имеет северное простирание и по замкнутой изогибсе- 2510 размеры составляют 7,2х5,5км. Сводовая часть поднятия разбурена скв. №108, №10,первой вскрыт пласт БВ1/8 на отметке – 2490,2м и получен приток нефти Амплитуда- 19,8м.
Больше –Котухтинская нефтяная структура расположена в северной части Повховского месторождения и представлена двумя крупными поднятиями северо-восточного направления, собственно Больше-Котухтинским и безымянным , которые объединяются изогибсой –2550м. Амплитуда составляет 26,5м, а размеры – 25х5,5км. Промышленная нефтеностность доказана на обоих поднятиях.
Больше- Котухтинская нефтяная структура как центральной части, так и на кроях осложнена мелкими локальными поднятиями.
2.2. Литолого- стратиграфическая характеристика
Геологический разрез Повховского месторождения сложен мощной (более 3000м) толщей осадочных терригенных пород мезо-кайнозойской и четвертичной групп, подстилаемых метаморфическими и изверженными породами палеозойского возраста.
Осадочные мезозойские отложения являются объектом детального изучения, поскольку с ними связана промышленная нефтегазоносностьЗападно-Сибирской плиты.
Доюрскиеобразовния.
Породы доюрских образований на Повховском месторождении ориентировочно вскрыты скважиной №105 при забое 3728м, где были подняты черные глинистые сланцы предположительно палеозойского возраста.
Юрская система.
Отложения юрской системы в пределах Западно-Сибирской плиты пользуются повсеместным распространением и на значительной части имеют выраженное двучленное строение. Осадки нижнего и среднего отделов юры почти повсюду представлены континентальной толщей тюменской свиты, а верхнего –породами преимущественно морского происхождения.
Нижний +средний отделы (Тюменская свита).
На месторождении отложения вскрыты тринадцатью поисково-разведочными скважинами. Разрез тюменской свиты сложен частым и неравномерным переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Для пород тюменской свиты характерно присутствие обильного углистого детрита, тонких прослоев бурых углей, конкреций и желваков сидерита.
В составе свиты выделяется до 11 пластов песчаников (скв№105).
В осадках тюменской свиты встречены отпечатки листовой флоры и споро-пыльцевые комплексы нижней и средней юры.
Полная толщина осадков тюменской свиты достигает 700м.
В осадках тюменской свиты встречены отпечатки листовой флоры и споро-пыльцевые комплексы нижней и средней юры. Полная толщина осадков тюменской свиты достигает 700 м. Верхний отдел.
Морские верхнеюрские отложения расчленяются на три свиты - Васюганскую, Георгиевскую и Баженовскую.
Васюганская свита имеет двучленное строение. Нижняя подсвита преимущественно глинистая, сложена аргиллитами, реже встречаются прослои глинистых алевролитов и песчаников. В аргиллитах наблюдаются включения глауконитов, битумных глин.
Верхняя часть характеризуется преобладанием песчаных разностей. К песчаникам верхней части васюганской свиты приурочен промышленно нефтеносный пласт Ю. В породах васюганской свиты содержится фауна аммонитов и фораминифер келовейского и оксфордского ярусов. Толщина васюганской свиты 65-81 м.
Георгиевская свита представлена в центральной части Западно-Сибирской плиты почти черными аргиллитами, которые имеют повсеместное развитие и характеризуются выдержанным литологическим составом. Для них характерно высокое содержание глауконита, присутствие тонких прослоев битуминозных глин.
В аргиллитах георгиевской свиты встречена фауна нормального морского бассейна, возраст которой определяется как кемериджский. Толщина глин -2-4м. Баженовская свита литологически сложена черными, иногда бурыми битуминозными глинами. Породы содержат обильный рыбий детрит, остатки фауны амманитов, пелиципод, фораминифер и радиолярий. Часто встречаются включения известников, конкреций фосфоритов и обильный пирит. Последний нередко образует псевдоморфозы по органическим остаткам. Возраст остатков баженовской свиты -волжский. Толщина-18 -22 м. Меловая система.
Отложения меловой системы представлены непрерывным разрезом нижнего и верхнего отделов.
Отложения нижнего отдела на рассматриваемой территории развиты повсеместно и представлены осадками мегионской, вартовской, алымской и низов покурской свит.
Мегионская свита представлена толщей, залегающей согласно на битуминозных глинах баженовской свиты. В большинстве разрезов мегионская свита имеет двучленное строение. Нижняя часть в основном глинистая, верхняя содержит прослои песчаников.
В составе нижней подсвиты мегионской свиты выделяются ачимовская толща, сложенная переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Характерно, что даже в пределах относительно небольшой площади ачимовская толща имеет резкую изменчивость за счет выклинивания пластов песчаников. Толщина ачимовской пачки достигает 146 м (скв. №1) Верхняя часть мегионской свиты сложена преимущественно песчано-алевролитовой толщей с прослоями аргиллитов.
К песчаникам верхней части мегионской свиты приурочен основной продуктивный горизонт БВ8. Здесь же выделяются пласты БВ9, БВ10 и БВ11. Завершается разрез мегионской свиты регионально выдержанной глинистой пачкой (чеускинской), сложенной аргиллитами почти черными с редкими включениями органических остатков и тонких прослоев алевролитов и песчаников.
Возраст мегионской свиты определяется как берриасваланжинский. Толщина осадков составляет 280-330 м.
Вартовская свита сложена чередованием пачек песчано-алевролитовых и преимущественно глинистых пород.
Условно разрез свиты делится на три части. Нижняя преимущественно алеврито-песчаная, средняя- с преобладанием глинистых разностей и верхняя - песчано-глинистая.
В основании свиты выделяется пачка песчано-алевролитовых пород толщиной до 80-100 м, в составе которой выделяются нефтенасыщенные пласты БВ6 и БВ7.
Средняя наиболее мощная (до360 м) толщина сложена в основном глинистыми породами, иногда алевритистыми. В середине этой толщи выделяются пласты песчаников, относимых к пластам БB1 —БВ5.
В этой части разреза встречается фауна фораминифер, редких аммонитов, палеципод и пресноводных остракод.
2.3. Свойства пластовых жидкостей и газов
Свойства пластовой нефти залежи являются основными для Нижневартовского свода. При погружении залежей давление и температура повышаются. Нефть не донасыщена газом, давление насыщения значительно ниже пластового и изменяется в диапазоне 10-14 МПа. Давление насыщения, газосодержание, усадка нефти от сводовых частей к зонам ВНК уменьшаются, соответственно увеличиваются плотность и вязкость нефти.
Свойства пластовой жидкости и газов пластов БВ8 и ЮВ1 прилагается
в таблице №2.1.
Таблица №2.1
Свойства пластовой жидкости и газов Повховского месторождения
| Параметры | Пласты | |
| БВ8 | ЮВ1 | |
| Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с | 1.16 | 0.71 |
| Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 | 0.776 | 0.74 |
| Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 | 0.847 | 0.839 |
| Объемный коэффициент нефти, доли ед. | 1.178 | 1.274 |
| Содержание серы в нефти, % | 0.71 | 0.61 |
| Содержание парафина в нефти, % | 2.55 | 2.13 |
| Давление насыщения нефти газом, МПа | 8.45 | 10.72 |
| Газосодержание нефти, м3/т | 69 | 108 |
| Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с | 0.38 | 0.28 |
| Сжимаемость, 1/МПа*10-4 | ||
| нефти | 12.14 | 12.68 |
Пластовые воды относятся к хлоркальциевому типу. Минерализация – от 14 до 20,5г/л. Характеризуются значительным содержанием брома и ионов кальция. Содержание йода – 2,1-2,34 мг/л, аммония – от 24,3 до 34,5мг/л. Величина РН- 0,8 - 7,2. Удельный вес –1,016 г/см3. Содержание метана –58,5%; азота – 1,128%; углекислого газа –0,609%; гелия –0,005%; тяжелых углеводородов 39,758%.
2.4.Состояние разработки месторождения
Повховское нефтяное месторождение разрабатывается с 1978 г., основная часть запасов введена в разработку. В разработке находятся 3 основных объекта: БВ8, Ач и ЮВ1.
Максимальная добыча нефти по месторождению была достигнута в 1987 г. (11431 тыс.т.) при темпе отбора от НИЗ 4,3%, от ТИЗ 5,1%.
Месторождение находится на поздней стадии разработки, характеризующейся постепенным падением добычи нефти и ростом обводненности продукции скважин.
На 01.01.2016 г. добыча нефти с начала разработки составила 195,6 млн.т, добыча жидкости- 377 млн.т, закачка- 537,5 млн.м3. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой составила 113,4%, текущая – 109,7%. Коэффициент нефтеизвлечения- 0,264. Отбор НИЗ составляет 71,8% при текущей обводненности продукции 76%. Основную долю добычи нефти по месторождению определяют объекты БВ8 и ЮВ1 (99,6% накопленной и 95,4% текущей). Распределение остаточных извлекаемых запасов нефти на месторождении по объектам выглядит следующим образом. Из общих 76,6 млн.т. 78% приходится на объект БВ8; 17% – на объект ЮВ1.
Объект БВ8
За весь период разработки по состоянию на 01.01.2016 года из объекта отобрано 189536 тыс. тонн нефти при текущей обводненности добываемой продукции 79,3%. На 01.01.2016 года эксплуатационный фонд добывающих скважин составил 1676 единиц, в том числе действующих – 1430 скважины. Добыча нефти в 2015 году составила 4623 тыс. тонн, жидкости – 22304 тыс. тонн. Среднесуточные дебиты нефти по действующим скважинам объекта в 2010 году составили 8,95 т/сут, жидкости – 43,16 т/сут.
Представлена динамика показателей разработки Повховского месторождения ( Рисунок2.1).
Рисунок 2.1. Динамика показателей разработки Повховского месторождения.
Большая часть скважин (82%) работает с обводненностью более 50%, в т.ч. 30% скважин – с обводненностью более 90%. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой – 112,5%. Средняя приемистость нагнетательных скважин – 166,3 м3/сут.
Объект ЮВ1
За весь период разработки по состоянию на 01.01.2016 года из объекта отобрано 5199 тыс. тонн нефти при текущей обводненности добываемой продукции 45,7%. На 01.01.2016 года эксплуатационный фонд добывающих скважин составил 226 единиц, в том числе действующих – 154 скважин. Добыча нефти в 2015 году составила 1040 тыс. тонн, жидкости – 1917 тыс. тонн. Среднесуточные дебиты нефти по действующим скважинам объекта в 2015 году составили 20 т/сут, жидкости – 36,86 т/сут. Cобводненностью более 50% работает 45% скважин, в т.ч. 17% скважин – с обводненностью более 90%. В эксплуатационном нагнетательном фонде по состоянию на 01.01.2016 числится 77 скважин, из которых действующих – 55. Текущаякомпенсация отбора жидкости закачкой – 96,2%. Средняя приемистость нагнетательных скважин – 137,6 м3/сут.
2.5. Динамика показателей разработки фонда скважин
По состоянию на 01.01.16 г. на месторождении на балансе числится 2279 скв., из них 1383 добывающие скв., 595 нагнетательных скв., в консервации – 181 скв., в контрольно-пьезометрическом фонде – 31 скв., 36 скв. ликвидированы и в ожидании ликвидации. Основной фонд скважин (4021) реализован на 56%. В действующем фонде числится 1890 добывающих и нагнетательных скважин, из них добывающих – 1314, коэффициенты эксплуатации добывающих скважин 0.87 – 0.95, коэффициент использования 0.94 – 1. По нагнетательному фонду все подсчетные пласты характеризуются достаточно высокими коэффициентами использования и эксплуатации (Рисунок 2.2).
Рис. 2.2. Показатели фонда скважин
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.
Дата добавления: 2018-06-01; просмотров: 814; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!