Разработка месторождения

Тип работы:
Практическая работа
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Введение

Производственная практика является важным этапом подготовки квалифицированных специалистов, поскольку является связующим звеном между теоретической подготовкой и реальной производственной деятельностью. Целью практик является приобретение студентами навыков по организации работ и управлению буровым предприятием или его производственным подразделением. В процессе практики происходит изучение содержания и характера работ всех цехов и отделов буровой, знакомство с циклом строительства скважины, изучение различных методов работы, сбор информации для составления отчета.

Данные цели и задачи осуществлялись мною при прохождении первой производственной практики в Томской области, г. Стрежевой, ОАО «Томскнефть» ВНК, Игольского месторождения, Цеха добычи нефти и газа № 3. Практика проходилась мною согласно рабочей программы предприятия: со 21 по 7 июля, согласно рабочей специальности «Оператор по добыче нефти и газа (4 разряд)». В ходе производственно практики я выполнял все прямые обязанности оператора, такие как: отбор проб по фонду скважин, смена обратных клапанов, отбивка динамических уровней по скважинам оборудованных УЭЦН и ШГН, покраска фонтанных арматур на фонде скважин, смена устьевых сальников на СУЗГ-2, смена обратных клапанов, откопка якорей, уборка металлолома, замер устьевых давлений на скважинах ППД, опресовка НКТ с помощью ЦА-320, работа с ЦА-320 по промывке скважин.

1. Геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов ОАО «Томскнефть» ВНК: продуктивные пласты и их основные параметры

Современное состояние сырьевой базы ОАО «Томскнефть» ВНК характеризуется ухудшением структуры и качества запасов на разрабатываемых и вновь вводимых в разработку месторождениях. Существенным является рост в общем балансе ОАО истощенных, трудноизвлекаемых запасов и залежей с непредельным нефтенасыщением. При этом высокая (более 85%) обводненность скважин на объектах с истощенными высокоактивными запасами переводит их в разряд низкодебитных по нефти. В результате было предопределено, что при существующей системе воздействия на пласты принятые коэффициенты нефтеизвлечения по большинству залежей не будут достигнуты и около 10% всех извлекаемых запасов нефти, числящихся на балансе ОАО, не будет извлечено.

По существу все месторождения по мере выработки запасов становятся сложнопостроенными, а их запасы трудноизвлекаемыми. Поэтому наиболее актуальной становится задача разработки и внедрения новых технологий, позволяющих наиболее эффективно извлекать такие запасы.

В геологическом строении месторождений принимают участие отложения палеозойского складчатого фундамента, на которых с несогласием залегают мезокайнозойские отложения осадочного платформенного чехла.

Палеозойская группа. Палеозойские образования вскрыты разведочными скважинами на глубинах 2650 — 3000 м. Они представлены сильно карбонатизированными, филлитизированными алевролитами, серовато-зелеными, слабометаморфизованными аргиллитами. Вскрытая толщина 46 — 243 м. В строении осадочного чехла выделены юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные отложения.

Юрская система. Тюменская свита. Представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов с подчиненными прослоями углей и углистых аргиллитов. Толщина свиты 220 — 290 м.

Васюганская свита. Представлена морскими и прибрежно-морскими отложениями.

В ее составе выделяются две подсвиты: нижневасюганская глинистая и верхневасюганская песчано-алевролитовая.

Нижневасюганская подсвита сложена двумя пачками. Нижняя — представлена низкоомными глинистыми образованиями, верхняя — аргиллитами с прослоями алевролитов.

Верхневасюганская подсвита сложена песчаными пластами переслаивающимися с аргиллитами и алевролитами и угольным пластом У. В разрезе подсвиты выделены два пласта Ю)° и Ю Д Пласт K) i°, являющийся продуктивным, представлен мелкосреднезернистыми полевошпатово-кварцевыми песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов. Пласт Ю|! в пределах месторождения преимущественно водоносный. Общая толщина васюганской свиты колеблется от 60 до 80 м.

Георгиевская свита. Отложения васюганской свиты перекрываются отложениями георгиевской свиты. Литологически они представлены темно-серыми с зеленоватым оттенком аргиллитами и алевролитами, обогащенными глауконитом и пиритом. Отложения имеют ограниченное распространение. Толщина свиты около 6 м.

Баженовская свита. Отложения баженовской свиты залегают на отложениях георгиевской свиты. Они представлены темно-серыми, почти черными битуминозными аргиллитами, являющимися региональной покрышкой для нефтенасыщенных пластов горизонта Ю. Толщина свиты 16−21 м.

Вышележащие меловые отложения представлены куломзинской, тарской вартовской, алымской, покурской, кузнецовской и ганькинской свитами, сложенными широким диапазоном фаций: от прибрежно-морских до лагунно-континентальных.

Продуктивными являются песчаные пласты мегионской (БВ8), вартовской (АВ2, АВЗ, АВ4, АВ6, АВ7, АВ8, БВО+1, БВ2, БВЗ, БВ4, БВ5, БВ6) и алымской (АВ1) свит. Отложения продуктивных свит представлены неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Толщина продуктивной толщи 760-880 м. Остальные свиты представлены преимущественно глинистыми породами общей толщиной 230-325 м.

Палеогеновые отложения представлены морскими глинистыми осадками талицкой, люлинворской, чеганской свит и континентальными песчано-глинистыми отложениями, выделенными в некрасовскую серию.

Состояние разработки месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК на 01. 01. 2012

Месторождения

Эксплуата

ционный фонд

Действую

щий фонд

Неработаю

щий фонд

Бездействую

щий фонд

Дебит по жидкости

Дебит по нефти

Обводнен

ность, %

Советское

867

798

87

69

85,2

9,3

89,1

Н-Вартовское

99

46

56

53

95,3

7,2

92,5

Малореченское

25

17

10

8

146,2

17,2

88,2

Стрежевское

8

8

8

2. Сведения о месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК: географическое положение, состояние разработки

геологический скважина нефть пласт

Расположение регионов добычи нефти в Томской области

Зона деятельности ОАО «Томскнефть» ВНК составляет около 34 тысяч км. Площадь лицензионных участков - свыше 26 тысяч км (кв). Главная отличительная черта нашей географии - разбросанность месторождений, они находятся в труднодоступных Васюганских болотах и на неосвоенных землях.

Вся зона деятельности делится на 3 региона: Стрежевской, Ваооганский и Лугинецкий. Их расположение и удаленность друг от друга можно увидеть на карте ниже:

Игольское месторождение

ИГольское месторождение открыто в 1966 г., введено в разработку в 1977 г., расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 113 км восточнее г. Нижневартовска и в 80 км от г. Стрежевого (Площадь месторождения сильно заболочена, болота занимают около 70% территории; поймы рек изобилуют озерами, протоками, старицами. На заболоченных участках торфяной слой достигает 6-10 м.

Общие сведения о месторождении

Анализ разработки Игольского месторождения

На территории месторождения проложены бетонные дороги к основным производственным объектам (ЦПС, БКНС, базы промысловые), к остальным — грунтовые. Нефть с Игольского месторождения поступает по нефтепроводу диаметром 530 мм на Cоветский центральный товарный парк (ЦТП), оттуда в магистральный нефтепровод Нижневартовск — Александровское — Анжеро-Судженск. Нефтяной газ компримируется до 1.6 МПа для последующей его подачи по газопроводу «ГКС - Советский ЦТП» и затем потребителям (котельная г. Стрежевой, Нижневартовский ГПЗ). Попутный газ утилизируется на 95%. Энергообеспечение 110 и 35 кВт по ЛЭП от Сургутской ГРЭС. На территории месторождения из строительных материалов имеются глина, песок, строительный лес, водоснабжение из подземных источников.

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ. твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента). Для получения товарной нефти ее необходимо подвергнуть специальной подготовке, а газ перед поступлением к потребителю проходит сепарацию и осушку. Ввиду того, что пластовая вода и различные механические примеси вызывают износ трубопроводов и оборудования, нефть отделяют от воды, газа и механических примесей до подачи в магистральный трубопровод.

Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок" соединенных трубопроводами. Обычно на месторождениях применяется напорная герметизированная система сбора и подготовки продукции скважин, почти полностью исключающая потери углеводородов. На схеме 1 изображена типовая схема сбора и подготовки нефти, газа и воды.

Со скважин жидкость (нефть, пи и ноли) поступает на замерные установки, где производится учет количества нефти и газа с каждой скважины. С АГЗУ жидкость поступает на дожимные насосные станции (ДПС) или установки предварительного сброса воды (УПСВ). На ДИС осуществляется первая ступень сепарации, газ отводится по отдельному коллектору потребителю или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Частично дегазированная жидкость подается центробежными насосами ЦНС на УПСВ или на установку подготовки нефти (УПН).

На УПСВ жидкость проходит последовательно две ступени сепарации. Перед первой ступенью сепарации в жидкость подается реагент — деэмульгатор. Газ с обеих ступеней сепарации подается на узел осушки газа, а затем потребителю или на ГПЗ. Жидкость со второй ступени сепарации поступает в резервуарный парк, где происходит частичное отделение механических примесей и предварительный сброс воды с подачей ее на блочную кустовую насосную станцию (БКНС) для закачки в пласт. На БКНС производится подготовка, учет и закачка воды по направлениям на водораспределительные блоки (ВРБ). С ВРБ вода подается на нагнетательные скважины. После ДНС или УПСВ нефть поступает на подготовку.

3. Технологические процессы подготовки нефти проводятся на установке подготовки нефти (УПН)

На УПН жидкость поступает на узел сепарации. После сепарации жидкость направляется в печи для подогрева эмульсии с реагентом. Нагревается до 50° и поступает в отстойники, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Вода сбрасывается в очистные резервуары, где происходит гравитационный отстой остаточных нефтепродуктов, содержащихся в воде, и далее направляется на БКНС. Нефть из отстойников направляется в технологические резервуары, где происходит дальнейшее отделение нефти от воды.

С УПН нефть следует в товарные резервуары РВС (ОАО «Центрсибнефтепровод»). Товарная нефть проходит проверку качества с помощью лабораторных методов и подается насосами ЦНС через узел учета нефти (УУН) на нефтеперекачивающую станцию (НПС). С HПC нефть подается в магистральный нефтепровод, а затем для окончательной переработки на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).

Рассмотренная схема сбора и подготовки является обобщенной для всех месторождений. При выборе конкретной схемы расположения объектов подготовки нефти и их количества определяющую роль играют такие факторы, как объемы подготовки нефти, территориальное размещение месторождения, расстояния между отдельными скважинами или кустами скважин и т. д.

4. Способы добычи нефти на месторождениях. Подземное и наземное оборудование, применяемое в ОАО «Томскнефть» ВНК

В ОАО «Томскнефть» ВНК используется 2 способа добычи нефти: фонтанный и насосный. Фонтанный способ добычи применяется в основном на новых месторождениях, таких так, Таловое, Крапивинское и т. д. На старых, таких как Вахское, Игольское, Советское месторождениях, используется механизированный способ добычи нефти, т. е. добыча с помощью насосов: ШГН и УЭЦН.

5. Подземное оборудование. Модификация применяемых ШГН и УЭЦН

Выбор насоса зависит от величины пластового давления, свойств нефти, содержания в ней воды, газа, механических примесей, коллекторских свойств пласта. В приложении 8 и 9 перечислены насосы, используемые в ОАО «Томскнефть» ВНК и их модификации.

Подземное оборудование включает в себя все устройства и приспособления, работающие в скважине и находящиеся ниже фланца обсадной колонны.

§ насосно-компрессорные трубы (НКТ);

§ якорь;

§ пакер;

§ клапаны;

§ муфты.

6. Наземное оборудование. Фонтанная арматура. Задвижки, вентили, краны

К наземному оборудованию относится все оборудование, работающие на поверхности.

§ колонная головка;

§ устьевая арматура;

§ рабочие манифольды (обвязка устья скважины);

Запорные устройства, устанавливаемые на фонтанной арматуре, применяются трех типов:

§ прямоточные (шиберные) задвижки,

§ краны.

§ угловые вентили.

7. Схема сбора, подготовки и транспортировки скважинной продукции: АГЗУ, ДНС, УПСВ, УПН

Автоматическая групповая замерная установка

Установка предназначена для автоматического измерения количества поступающей жидкости. Позволяет осуществлять контроль за работой скважин по наличию подачи жидкости. Установки отличаются друг от друга количеством подключаемых скважин и диаметром входных патрубков.

Установка Спутник состоит из двух блоков: замерно-переключающей установки и щитового помещения.

Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами.

Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией. Замерно-переключающая установка и щитовое помещение имеют естественную вентиляцию и электрические обогреватели.

Основные характеристики АГЗУ:

§ рабочее давление (в зависимости от типа АГЗУ) от 16 до 40 кг/см.

§ максимальный дебит замеряемой скважины 400 м3/сут.

§ максимальное количество подключаемых скважин (в зависимости от типа AI ЗУ) 8, 10, 14.

§ точность измерения ± 2,5%

§ наработка на отказ 2500 час

§ вероятность безотказной работы 0,8

§ напряжение 380 В

§ класс замерно-переключающей установки В-1а

§ класс щитового помещения обыкновенный

Характеристики рабочей среды:

§ температура от +5 до +70°С

§ объемное содержание парафина не более 10%

§ количество механических примесей не более 3000 мг/л

§ размер механических примесей не более 5 мм

АГЗУ

8. Нагнетательные скважины

Предназначены для воздействия на эксплуатационный объект путем закачки воды, газа воздуха или др. агентов.

Оборудование нагнетательных скважин включает:

o Наземное оборудование.

§ нагнетательная арматура;

§ обвязка устья скважины.

o Подземное оборудование.

§ насосно-компрессорные трубы;

§ пакер.

Устье нагнетательной скважины оборудуется стандартной арматурой, рассчитанной на максимальное ожидаемое при закачке рабочего агента давление.

Стрежевской нефтеперерабатывающий завод

В марте 1996 года состоялось открытие Стрежевского НПЗ.

Основное направление деятельности - переработка нефти по топливному варианту с производством дизтоплив «зимнего» и «летнего» и автобензинов «Нормаль-80», «Регуляр — 92» и «Премиум-95».

В состав предприятия входят две технологически несвязанные промплощадки, расположенные на расстоянии 200 км друг от друга:

§ основная в г. Стрежевом (установки ЭЛОУ+АВТ и риформинг с объектами ОЗХ)

§ цех № 3 в п. Пионерном (установка АТ «ХЕПОС»). Отгрузка товарной продукции производится только в автотранспорт через пять установок АСН-5М:

§ дизельные топлива трёх марок и бензин Нормаль-80 - из резервуаров объёмом 3000 м3 парка ТСП-1;

§ бензины высокооктановые - из резервуаров объёмом 700 м (3) парка ТСП-2.

Производство в г. Стрежевом полностью автономно, имеет в своём составе:

§ водозабор с тремя артскважинами и установкой водоподготовки;

§ котельную с двумя паровыми и водогрейным котлом;

§ очистные сооружения для хозбытовых стоков.

Производственно-дождевые стоки передаются ОАО «Томскнефть» ВНК для использования в системе поддержания пластового давления.

Товарной продукцией производства в п. Пионерном является прямогонное дизельное топливо трёх марок по ГОСТ 305, вырабатываемых в зависимости от сезонных требований рынка. Отгрузка товарной продукции производится в автотранспорт через две установки АСН-5М.

Технологические процессы переработки нефти проводятся в жёстких условиях при рабочих температурах до 530 С и давлении до 45 кг/см2 с использованием дорогостоящих катализаторов, содержащих платину и рений.

Все технологические установки завода — комплектной импортной поставки фирм «ПетроФак» (США), «Хепос» (Чехия). Главные достоинства этих установок и используемого на них оборудования:

§ Рациональность технологических схем, обоснованность и продуманность технических решений.

§ Удачный выбор динамического оборудования, его высокая надёжность.

§ Применение в системах управления и противоаварийной защиты оборудования ведущих мировых производителей.

Список использованной литературы

1. google. com

2. wikipedia. org

3. tomskneft. ru

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой