
Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение
среднего профессионального образования
«Чернушинский Политехнический Колледж»
Отчёт
по производственной практике
Выполнила студентка группы № 45 Б Бородина М.А.
Руководитель практики от ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» Казанцев А.М.
Руководитель практики от ЧПК Нурисламов И.Т.
Чернушка 2010
Общая характеристика нефтедобывающего предприятия
В административном отношении Шагирто-Гожанское месторождение месторождение расположено в Куединском районе Пермской области в 230 км к юго-западу от областного центра. Районный центр пос. Куеда находится в 25 км юго-восточнее месторождения.
Связь с областным центром осуществляется от ст. Куеда Горьковкой железной дороги через Г. Екатеринбург, а также автотранспортом по тракту Куеда - Барда – Крылово – Югокамск – Пермь, а также по тракту Куеда – Чернушка – Пермь.
На территории месторождения находятся следующие населенные пункты: пос. Старый Шагирт, с. Новый шагирт, с. Гожан.
Для обеспечения круглогодичной транспортировки и машин и оборудования месторождения между собой и базами обслуживания сооружены подъездные автомобильные дороги IV категории с асфальто-бетонным покрытием к Шагиртской и Гожанской площадям, вахтовому поселку, подстанции и населенным пунктам Гожан и Шагирт. Для подъезда к ГЗУ и кустам скважин проложены автомобильные дороги V категории с гравийным покрытием общей протяженностью 64 км.
В гидрографическом отношении месторождение находится в бассейне правых притоков р. Буй, к которым относятся реки Сава и Шагирт с притоком Тымбай.
В топографическом отношении площадь представляет собой всхолмленную равнину, имеющую общее понижение с севера на юг.
Существующие промысловые объекты сбора и транспорта нефти и газа, водоснабжения и канализации оснащены необходимыми средствами КИП, автоматики, телемеханики и связи.
Краткая история разведки Шагирто-Гожанского
месторождения
Первые сведения о геологическом строении района дал А.А. Штукенберг при составлении 127 листа десятиверстной геологической карты европейской части России в 1884-1987 гг.
Более детальное изучение геологического строения месторождения началось с 1943 года, когда геологической съемкой масштаба 1 :50000 и
1 : 20000 Была охвачена площадь среднего Приуралья.
В 1949 году при съемке масштаба 1 : 20000 было закартировано Гожанское поднятие.
Шагиртская площадь была открыта в 1970 году. Нефтеносность установлена в турнейских, яснополянских, башкирских, верейских и каширо-верейских отложениях.
Подсчет запасов произведен по состоянию на 1 июля 1973 года.
В ГЗК запасы утверждены в ноябре 1973 года.
В 1974 – 1975 гг. составлена комплексная технологическая схема разработки Шагиртской площади Шагирто-Гожанского месторождения. Согласно Х варианту, утвержденному в 1975 г. предусматривалась разработка турнейской и яснополянской залежей раздельными сетками.
Физико-химические свойства нефти и газа
Физические свойства нефти приведены в таблице 4.
Таблица 4.
Характеристика нефти Шагиртского месторождения.
Шагиртское поднятие |
||||||||||||||
Пласты |
|
|
Турней 2-1 |
Бб2 |
Тл2б |
Бш |
В3В4 |
КВ1 |
||||||
Вязкость нефти при 20*С |
82-85.5 |
86,35 |
|
21,67 |
11,99 |
19,4 |
||||||||
Вязкость нефти при 50*С |
30.86-21.7 |
22,1 |
|
10,4 |
5,17 |
8,53 |
||||||||
Температура застывания,град. |
-17 |
-8 |
|
0 |
-1 |
-1 |
||||||||
Содержание в %вес.: |
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
серы |
|
2.6-2.4 |
2,34 |
|
1,88 |
1,65 |
1,85 |
||||||
|
смол селикагелевых |
22.13-25.5 |
23 |
|
13,31 |
14,58 |
23,6 |
|||||||
|
асфальтенов |
5.36-4.46 |
2,22 |
|
5,77 |
2,34 |
3,61 |
|||||||
|
парафина |
|
3.23-3.69 |
2,99 |
|
4,87 |
5,48 |
3,88 |
||||||
Плотность нефти, кг/м3(стр.99,том3) |
-903 |
904-898 |
906 |
|
867-861 |
877 |
Контроль и регулирование разработки
Разработка нефтяного месторождения и его эксплуатационных объектов представляет собой сложнейший технологический процесс, который к тому же начинается при явном дефиците исходной информации.
Главная причина упомянутого дефицита состоит в высокой природной неоднородности нефтяных пластов, которая проявляется в высокой неоднородности скважин по коэффициенту продуктивности и эффективной толщине и соответственно в необходимости слишком большого числа пробуренных и исследованных скважин для определения основных параметров пластов с удовлетворительной точностью. Неоднородность (различие между собой) скважин, даже близко расположенных, соседних по проектной сетке, обычно бывает столь велика, что контроль надо проводить индивидуально по каждой добывающей и нагнетательной скважине.
Контролировать надо:
по добывающим скважинам - дебит жидкости, дебит нефти, обводненность, газовый фактор, забойное и пластовое давления, интервалы притока; дополнительно к этому желательно соленость отбираемой воды, закачанные индикаторы в отбираемой воде и природные метки отбираемой нефти;
по нагнетательным скважинам - забойное давление, объем закачки вытесняющего агента - воды, газа или других компонентов; объем закачки различных индикаторов; кроме контроля работы скважин на поверхности еще необходим их контроль на глубине глубинными приборами - расходомерами, термометрами и влагомерами.
Контроль должен проходить с определенной периодичностью.
Мероприятия по контролю за процессом разработки
Техника и технология проведения замеров должна соответствовать в обязательном порядке “Инструкции по гидродинамическим методам исследования пластов и скважин” [РД 39-3-593-81].
Для месторождения определен обязательный объем работ по контролю за разработкой. Использование геофизических методов контроля за разработкой месторождения регламентируется “Временной инструкцией по применению промыслово-геофизических исследований для системного контроля за разработкой нефтяных месторождений” [РД 39-9-414-80].
Все, не вошедшие в обязательный объем работ, виды исследований относятся к категории “особых” и выполняются по специальной программе. Программа согласовывается с проектирующей организацией.