Отчет по учебной практике на ТОО «Жаикмунай»

Министерство  образования и науки Республики Казахстан

Западно-Казахстанский  инженерно-гуманитарный университет 
 
 
 
 
 

Кафедра нефтегазового дела и отраслевых технологии 
 
 
 
 
 
 

ОТЧЕТ

по учебной практике 

по специальности: 5В072400 «Технологические машины и оборудования» 
 
 
 

                          
 
 
 

                             Выполнил студент: гр. ТМО-12 Сюсюкин В.А.

                                   Руководитель от университета: ст. преподаватель 

                                             Калешева Г.Е. 
 
 
 
 
 
 

УРАЛЬСК - 2011г.

Содержание 

       Введение

       1  Общие сведения о месторождении

       2 Геолого-геофизическая характеристика

       2.1 Геологическое строение месторождения

       2.2 Характеристика пород-коллекторов нефти и газа

      2.3 Состав и свойства нефти и газа

       2.4 Запасы нефти и газа

    3 Основная часть 

    3.1 Способы эксплуатации скважин,  устьевого и внутрискважинного

    оборудования

       3.2 Оборудование при фонтанной эксплуатации

        3.3 Система сбора, подготовки и транспортировки нефти и газа

    Заключение

    Список  используемой литературы 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Введение 

    Чинаревское нефтегазоконденсатное месторождение (ЧНГКМ) открыто в 1991 году и в 1997 году передано в ведение совместного  предприятия ТОО «Жаикмунай».

    Последняя оперативная оценка запасов углеводородов выполнена по состоянию на 01.01.2001 года. Геологические запасы нефти турнейского продуктивного горизонта принятые на баланс по категории С₁+С₂ составили 36259 тыс. т, извлекаемые – 14503 тыс.т. Месторождение согласно «Классификации запасов…» относится к крупным.

    Анализ  выполненных на месторождении геологоразведочных и промысло вых работ показал, что 22% геологических запасов оценены по категории С₁, а остальные 78% - по категории С₂. 

      1  Общие сведения о месторождении  

    Чинаревское месторождение в административном отношении расположено на территории Приурального района Западно-Казахстанской области Республики Казахстан в 80 км восточнее областного центра – г.Уральск.

    В орографическом отношении территория месторождения расположена в зоне южных отрогов Общего Сырта, переходящих в холмистую равнину, сильно расчлененную сетью оврагов, балок и ручьев, в районе водораздела рек Урала и Чагана. Абсолютные отметки рельефа воздымаются с плюс 78м на юге до плюс 98 м на севере.

 

2 Геолого-геофизическая характеристика

2.1 Геологическое  строение месторождения

Краткий литолого-стратиграфический  разрез 

    На  месторождении Чинаревское пробурено 10 скважин, из которых три параметрические (П-1, П-2, П-9), 7 поисковые (4, 5, 7, 10, 11, 12, 13).

      Фундамент вскрыт тремя скважинами (П-9, 4, 10) и представлен крупнозернистыми гранитами.

    Осадочный чехол состоит из подсолевого, соленосного и надсолевого мегакомплексов отложений.

    Соленосный  – практически вся территория лицензионного блока находится в пределах пластового залегания соли. Подсолевые отложения перекрываются мощным сульфатно-галогенным мегакомплексом кунгурского яруса (0,8-1,3 км), являющимся надежной региональной покрышкой.

    Надсолевой  – этаж залегает моноклинально и в соответствии с региональным наклоном, характерного для соленосного, погружается с севера на юг. Вследствие размыва на фоне регионального наклона к югу, под покровный комплекс неоген-четвертичных отложений выходят разновозрастные отложения надсолевого структурного этажа. 
 

 2.2 Характеристика пород-коллекторов нефти и газа 

    Продуктивная  толща приурочена к отложениям турнейского  яруса нижнего карбона.

    Керн  из данных отложений отбирался только из скважины П-9. Отбор керна производился из 7 интервалов с проходкой 5-7 м. Общая проходка равна 39 м, при этом вынос керна составил 8.5 м (21,8%). Лабораторные анализы керна не проводились. По ГИС коллектора, выделяемые в этой скважине, характеризуется как водонасыщенные.

    В скважине 10, где из турнейских отложений  получены промышленные притоки УВ, керн не отбирался. Литологическая характеристика дается на основе макроописания кернового материала из скважины П-9. Турнейские отложения представлены известниками светло-серыми, сгустково-комковатыми, мелкодетритовыми, перекристаллизованными, плотными, пористыми. Характеристика коллекторских свойств дается на основании ГИС. 

2.3 Состав и свойства нефти и газа 

    В скважине 10 в интервале перфорации 4356-4395 м были отобраны 4 глубинные  пробы с глубины 4300 м и 6 поверхностных  проб.

    Для оценки запасов нефти и газа приняты значения, полученные в результате анализа глубинной пробы, корректированные по сепарационному тесту: плотность нефти – 0,8164 г/см³, газовый фактор – 176 м³/т, объемный коэффициент – 1,36, динамическая вязкость – 0,5 мПа*с.

Нефть Чинаревского месторождения характеризуется  как малосернистая (0,32%), малосмолистая (2,7%), парафиновая (5,6%). Массовое содержание меркаптановой серы – 0,03. 

    2.4 Запасы нефти и газа 

    Чинаревское нефтегазоконденсатное месторождение  впервые было постав лено на Государственный баланс в 1992 году.

    По  состоянию на 01.01.98 г. числящиеся запасы нефти турнейского продуктивного  горизонта были оценены по категории  С₂ в количестве тыс.т.

    В 2001 году институтом «Каспиймунайгаз» с учетом накопленной геолого-геофизической информации была проведена оперативная оценка запасов нефти, газа, конденсата подсолевых отложений и защищена в ГКЗ РК (протокол № 80-01-П от 30 января 2001 г.).

    Согласно  этой оценке, запасы нефти турнейского I-продуктивного пласта по категории С₁ составили тыс.т, по категории С₂ тыс.т.

    Запасы  нефти турнейского II-продуктивного  пласта оценены по категории С₁ в количестве тыс.т., по категории С₂ тыс.т.

    Запасы  нефти турнейского III-продуктивного  пласта составляют по категории С₁ тыс.т, по категории С₂ тыс.т. 

    3 Основная часть 

    3.1 Способы эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования 

    Чинарёвское месторождение по своим основным геолого-техническим характеристикам (глубина залегания пласта, величина пластового давления и температура, содержание сероводорода в нефти) практически схожее с Конновским месторождением в соседнем Первомайском районе Оренбургской области.

    3.2 Оборудование при фонтанной эксплуатации 

    Бурение – это процесс сооружения скважины путём разрушения горных пород. Скважиной  называют горную выработку круглого сечения, сооружаемого без доступа  в нее людей, у которой длина во много раз больше диаметра.

    Верхняя часть скважины называется устьем, дно – забоем, боковая поверхность  стенкой, а пространство, ограниченное стенкой – стволом скважины. Длина  скважины  - это расстояние от устья  до забоя по оси ствола, а глубина – проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин.

      

    Конструкция скважины:

    1 – обсадные трубы; 2 – цементный  камень;3 – пласт; 4 – перфорация  в обсадной трубе и цементном  камне; I – направление; II – кондуктор; III – промежуточная колона;  IV – эксплуатационная колонна.

    Эксплуатационные  скважины закладываются в соответствие со схемой разработки залежи и служат для получения нефти и газа из земных недр.

    Нагнетательные  скважины используют при воздействии на эксплуатируемый пласт различных агентов.

    Наблюдательные  скважины бурят для контроля за разработкой  залежей.

    Устьевое  оборудование

    Для обустройства устья добывающих нефтяных скважин используются фонтанная арматура фирмы «Камерон», рассчитанное на рабочее давление 70 МПа, с двумя центральными запорными устройствами на стволе ёлки, и двумя задвижками на каждом боковом отводе крестовика трубной головки. Диаметр прохода ствола сечения ёлки – 50мм. Для обеспечения безопасных условий эксплуатации устьевое оборудование (10000Р1) оснащено двумя системами защиты: панель РТИ (терминал дистанционного управления) и щит управления фирмы «Камерон».

    Обе системы предусматривают:

• установку дроссельного клапана;
• закрытие боковых клапанов;
• аварийное отключение скважины (ESD).

3.3 Система сбора, подготовки и транспортировки нефти и газа 

    Технология  сбора и транспорта нефти  осуществляется по следующей схеме: устье скважины - выкидные линии - групповая  замерная установка – центральный пункт подготовки нефти и газа, где происходит, глубокое обезвоживание и обессоливание нефти, очистка газа после сепарации от сероводорода, углекислого газа, переработка газа и демеркаптанизации нефти до товарной кондиции. После очистки нефть по нефтепроводу подаётся на нефтебазу в п. Ростоши Зелёновского района ЗКО, а газ по газопроводу на газоперерабатывающий завод в п. Тюльпан Оренбургской области России.

    Нефть со скважин по выкидным линиям по лучевой  схеме по линиям сбора поступает на замерную установку, где осуществляется поочередный замер дебита нефти, воды и газа. После замера нефть нескольких сепарация скважин общим потоком направляется на сепараторную установку.

    Система сбора спроектирована на два уровня рабочих давлений, выбор которых  опреде лен допустимыми номинальными характеристиками давлений для арматуры согласно норм АНS1.

    Выкидные  линии от отдельных скважин к замерным установкам используют арматуру АНS1 600 и рассчитаны на давление 8.0 МПа при 90°С.

    От  замерной установки к ЦППНГ используют арматуру АНS1 600 и рассчитаны на давление 8.0 МПа при температуре 90°С.

    Максимальное  значение рабочей температуры системы  сбора равно 90°С. Минимально-допустимое значение температуры определено температурой гидратообразования (расчетная температура гидратообразования для запроектированных давлений системы сбора 28°С) и составляет ЗО°С  (рис. 20, 21, 22). 

Устье скважины

    Устье скважины обустроено типовым оборудованием  фирмы "Камерон":

      • устье скважины 10000 АР1;

      • щит управления и отключения устья  скважины;

      • устройство по впрыскиванию ингибитора коррозии;

      • линия глушения;

      • производственный манифольд с дроссельными, изолирующими и отсекающими клапанами.

      Устье   скважин   оборудовано   подземным   и   поверхностными предохранительными клапанами (главный и боковой). Вниз по потоку от каждого бокового клапана параллельно установлены два дроссельных клапана (положительный и регулируемый). Положительный дроссельный клапан имеет фиксированное отверстие размером 50.8 мм, регулируемый дроссельный клапан имеет максимальное отверстие 50.8 мм. Поток нефти направляется боковым клапаном через положительный или регулируемый клапана или изолирующими клапанами, расположенными после дроссельного клапана. Для предотвращения перетока нефти через изолирующие и дроссельные клапаны при кратко временной остановке скважины предусмотрены предохранительные клапаны, регулируемые вспомогательными  приспособлениями. Предохранительный   клапан рассчитан на давление 15 МПа, сброс нефти осуществляется в дренажную емкость. Максимальный размер 50.8 мм, предназначенный для снижения давления на устье скважины до давления выкидной линии в диапазоне от 8 до 11 МПа. Давление на устье скважины регулируется в зависимости от длины выкидной линии и производительности скважины для поддержания требуемого давления на замерной установке. Установка давления в производственном дросселе управляется дистанционно оператором и со щита управления фирмы Камерон.