- •1 Сведения о месторождении (площади)
- •2 Строение эксплуатационного объекта
- •3 Литолого-физическая характеристика коллекторов
- •4 Физико-химические свойства жидкостей и газов
- •5 Эксплуатация скважин насосными установками
- •6 Классификация и характеристика видов подземного ремонта скважин
- •7 Классификация и характеристика видов капитального ремонта скважин
- •8 Причины снижения продуктивности скважин в процессе эксплуатации. Методы воздействия на прискважинную часть пласта
- •9 Характеристика исследований на фонде механизированных скважин
- •10 Технологические процессы сбора и подготовки нефти на промыслах
- •11 Система ппд. Требования к качеству воды. Способы подготовки вод, используемых для закачки в пласт
- •12 Меры безопасности при обслуживании и ремонте механизированных скважин
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН
АЛЬМЕТЬЕВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ
Кафедра «Разработки и эксплуатации
нефтяных и газовых месторождений»
ОТЧЁТ
Студента Зиннурова Руслана Рустамовича группы 10-12
Факультета нефти и газа специальности 130503.65
По второй учебной практике, проходившей в НГДУ «Лениногорскнефть», НГДУ «Елховнефть», НГДУ «Нурлатнефть»
Место прохождения практики г. Альметьевск
Начало практики 15.04.2013 окончание практики 3.05.2013
Руководитель практики
от кафедры РиЭНГМ Зиганшина Л.Н.
Альметьевск 2013 г.
СОДЕРЖАНИЕ
Введение…….…………………………..………..…..…………………………..…..3
1 Сведения о месторождении (площади) …..………………………………...……4
2 Строение эксплуатационного объекта………………………..…………..….…...4
3 Литолого-физическая характеристика коллекторов…………….………….…...6
4 Физико-химические свойства жидкостей и газов………………..………...……7
5 Эксплуатация скважин насосными установками……………...……………..….9
6 Классификация и характеристика видов подземного ремонта скважин.........15
7 Классификация и характеристика видов капитального ремонта скважин…………………………………………………………………………..….19
8 Причины снижения продуктивности скважин в процессе эксплуатации.
Методы воздействия на прискважинную часть пласта………….……………....22
9 Характеристика исследований на фонде механизированных скважин…...….25
10 Технологические процессы сбора и подготовки нефти на промыслах…..….28
11 Система ППД. Требования к качеству воды. Способы подготовки вод,
используемых для закачки в пласт………………………......................................36
12 Меры безопасности при обслуживании и ремонте механизированных
скважин................................................................................................................39
Список использованных источников.…………………………..…………..…….41
ВВЕДЕНИЕ
Вторая учебная практика, проводившаяся для студентов 3-го курса, является продолжением ознакомительной части обучения нефтегазовому делу и способствует ознакомлению со своей профессией. В связи с этим, студенты уже знакомы с основными процессами производства связанных с предметом их изучения, но нельзя не отметить, что в данной учебной практике нас ознакомили с ещё более интересными и не менее важными объектами и процессами.
В ходе учебной практики мы посетили и ознакомились с работой цеха по переработке высокосернистой нефти, с работой цеха добычи нефти и газа, побывали на объектах ГЗУ и ДНС. Изучили принцип работы горизонтальных пар скважин, установок по их бурению, а также их капитального ремонта.
Главной целью данной практики, является закрепление знаний полученных в процессе обучения в институте, и приобретения навыков практической работы на производстве по выбранной специальности, а также наглядное представление нефтегазового оборудования, технических процессов, технических агрегатов и машин. Последняя цель является особенно важной задачей, так как это необходимо для правильного освоения основной части теоретического материала по предметам нашей специальности в дальнейшем обучении. Ознакомились с нефтяным промыслом и его производственно-хозяйственной деятельностью. Получили определенные практические знания и опыт, способствующие хорошему усвоению теоретического материала при дальнейшем обучении по своей специальности в ВУЗЕ.
В связи с небольшой продолжительностью вторая учебная практика проводилась экскурсионным порядком. Руководил практикой преподаватель кафедры. В помощь преподавателю предприятие выделяет инженерно-технического работника.
1 Сведения о месторождении (площади)
Ромашкинское нефтяное месторождение входит в десятку супергигантских месторождений мира. Расположено на южной вершине Татарского свода, в пределах крупного полого куполовидного поднятия. Его высота по отложениям девона составляет 60м. Общая мощность осадочного чехла около 2 км. Первый фонтан нефти на местоскоплении был получен в 1948 году в (скважине №3) из отложений франского яруса верхнего девона. Залежи выявлены в терригенной толще девона и нижнего карбона. Промышленная нефтеносность установлена также в карбонатных отложениях девона и карбона.
В строении площади принимают участие два структурно-геологических яруса: докемрийский кристаллический фундамент и осадочный чехол палеозоя. Структурный план по кристаллическому фундаменту и терригенным отложениям девона не имеют принципиальных отличий.
Основным объектом разработки площади являются запасы нефти, приуроченные к терригенным коллекторам пашийского горизонта (Д1), которые представлены двумя группами: высоко продуктивные и малопродуктивные. Объект разработки Д1 представляется совокупностью трех типов пород-коллекторов с различной фильтрационной характеристикой, которые имеют прерывистый характер строения, выражающийся в смене одного типа коллекторов другим, а также и полным их замещением неколлекторами. Фациальный состав коллекторов изменяется от тонкодисперсных алевролитов до песчаных фракций.
2 Строение эксплуатационного объекта
Ромашкинское месторождение в целом является типичным месторождением платформенного типа. Его геологический разрез сложен девонскими, каменноугольными и пермскими отложениями общей мощностью около 2000 м. Из них 75% приходится на карбонатные и 25% на терригенные породы. Залежи нефти Ромашкинского месторождения контролируются крупным тектоническим элементом территории - Южным куполом Татарского свода. Он представляет собой ассиметричное сводовое поднятие с неравномерным погружением склонов в прилегающие впадины.
Современный структурный план территории Ромашкинского месторождения является результатами неравномерных и неоднородных тектонических движений, происходивших на протяжении всего палеозоя, но окончательное его формирование обусловлено интенсивными инверсионными движениями в последнее время.
В строении площади принимают участие два структурно-геологических яруса: докемрийский кристаллический фундамент и осадочный чехол палеозоя. Структурный план по кристаллическому фундаменту и терригенным отложениям девона не имеют принципиальных отличий.
Ромашкинское месторождение многопластовое, здесь выявлены залежи нефти по 18 промышленно-нефтеносным горизонтам палеозоя (в терригенных отложениях -горизонты ДIV, ДIII, ДII живетского яруса, ДI - пашийского, ДО – кыновского горизонтов франского яруса, тульско-бобриковские отложения визейского яруса; в карбонатных отложениях). В горизонтах ДII, ДIII, ДIV терригенного девона залежи в основном, пластовые сводовые (ДII, ДIV) и литологически экранированные (ДIII), содержат в подошве воду.
Нефть нижнего карбона значительно тяжелее нефти терригенного девона. В ней в два раза больше серы (2,6%) и кокса (7,5%). Вязкость в пластовых условиях на порядок выше (до 30-40 сПз), газовый фактор значительно ниже (10-27 м3 /т). В газе содержится свободный сероводород (3,9-10,8%).
В пермских отложениях нефтепроявления отмечены в обнажениях пород и по керну в ассельских, сакмарских, уфимских и казанских отложениях. В уфимских отложениях коллекторами являются высокопористые песчаники, в остальных горизонтах - пористые, кавернозные и трещиноватые доломиты и известняки. В данное время в промышленную разработку не вовлечены.