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.