Отчет по практике на Федоровском газонефтяном месторождении

Министерство образования и науки Российской федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

 «Тюменский государственный  нефтегазовый университет»

Филиал ТюмГНГУ в г.Сургуте

 

 

 

 

 

 

 

Отделение СПО

 

 

 

 

 

 

Отчет

по учебной практике

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Выполнил: студент группы НРт-11, Тюкавкин А.С. Проверил: Преподаватель спец. дисциплин Ихсанов М.А.

 

 

 

 

 

 

Сургут, 2013

 

СОДЕРЖАНИЕ:

Федоровское газонефтяное месторождение     1

История освоения месторождения      3

Оборудование общего назначения      5

Классификация оборудования применяемого при

эксплуатации нефтяных и газовых месторождений   5

Оборудование ствола скважины, законченной бурением  6

Трубы           8

Насосно-компрессорные трубы       8

Трубы обсадные          10

Бурильные трубы         11

Трубы для нефтепромысловых коммуникаций    11

Скважинные уплотнители (пакеры)      12

Оборудование фонтанных скважин      15

Наземное оборудование        15

Подземное оборудование фонтанных скважин    18

Обязанности оператора по добычи нефти и газа    19

Оператор по добычи нефти и газа 3 разряд (характеристика работ)21

Оператор по добычи нефти и газа 4 разряд (характеристика работ)22

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Федоровское газонефтяное месторождение

Федоровское газонефтяное месторождение (рис.1) находится на правом берегу р. Оби, в 35-45км от нефтепроводов Нижневартовск-Усть-Балык-Омск и Тюмень-Курган-Альметьевск.  В геоморфологическом отношении район представляет собой слабопересеченную, сильно заболоченную, неравномерно заселенную равнину, приуроченную к широтному течению р. Оби. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +25 до +75 м.

Основная водная артерия района - р. Обь. Ширина реки колеблется от 850м до 4300м, глубина 8-18м. Дорожная сеть в районе из-за сильной заболоченности местности развита слабо. Железная дорога связывает г. Сургут с г. Тюменью, Нижневартовском и Уренгоем.

Грунтовые воды встречаются на глубине от 4м до 15м. Толщина торфяного слоя доходит до 5м.

Растительность представлена смешанным лесом с преобладанием на водоразделах хвойных пород деревьев и тальниковыми кустарниками по берегам рек и протоков.

Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой, теплым, непродолжительным летом и короткой весной и осенью. Характерной особенностью района является резкое колебание температуры в течении года, месяца и даже суток. По данным многолетних наблюдений среднегодовая температура низкая и колеблется от -3.2°С до -2.6°С. Наиболее высокая температура летом достигает +30°С, зимой температура падает до -50°С.  Количество осадков достигает 400мм в год. Максимальное их количество приходится на май-август.

Снеговой покров устанавливается в конце октября и сходит в конце апреля. Грунт промерзает до 1.5м, на болотах- до 0.20м.

Район относится к слабонаселенным. Населенные пункты расположены по берегам р. Оби и число их незначительно. В непосредственной близости от месторождения находится г. Сургут, в котором сосредоточенны основные  промышленные предприятия - нефтеперерабатывающий завод, ГРЭС-1, ГРЭС-2, нефтедобывающие управления, в том числе НГДУ «Федоровскнефть», занимающиеся разработкой крупнейшего Федоровского месторождения, производственное объединение Сургутнефтегаз.

Крупнейшая в Западной Сибири ГРЭС работает на базе утилизации попутно-добываемого газа нефтяных месторождений Среднего Приобья и обеспечивает электроэнергией нефтяную промышленность района.

В г. Сургуте имеется большой аэропорт и речной порт. Сургут является станцией на железной дороге Тюмень-Уренгой.

С 1974 года на месторождении производится закачка воды в продуктивные пласты с целью поддержания пластового давления, для чего используются воды апт-альб-сеноманского водоносного комплекса, а также сточные и пресные воды.  

В Сургутском районе и непосредственно на территории месторождения имеются огромные запасы торфа, гравия, песка, песчано-гравийной смеси, керамзитовых и кирпичных глин и других строительных материалов, которые используются в процессе обустройства месторождений, строительства автодорог, оснований под кустовое бурение, в промышленном и гражданском строительстве.

 

 

 

Рисунок.1

 

История освоения месторождения

Федоровское газонефтяное месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 30-35км к северо-западу от г. Сургута. Федоровское месторождение вступило в промышленную разработку 1973 году, разбуривание начато в 1972 году.

Разбуривание месторождения было начато согласно первичному документу «Обоснование опытно-промышленной эксплуатации первоочередного участка Федоровского месторождения», выполненного институтом Гипротюменнефтегаз и утвержденного в 1972 году ЦКР Миннефтепрома (протокол №360) для пластов БС1и БС10.

Проектные документы на разработку месторождения составлялись по мере прироста и утверждения запасов нефти.

Последним документом, согласно которому в настоящее время разрабатывается месторождение, является «Технологическая схема разработки Федоровского месторождения», составленная СибНИИНП в 1994 году и утвержденная ЦКР МТЭ протоколом № 1827 от 13.04.95г.

По мере эксплуатационного разбуривания месторождения уточнялось геологическое строение пластов.

Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 1983г и составил 35млн.т при темпе отбора 5.0% от начальных и 6.4% от текущих извлекаемых запасов нефти.

На а месторождении пробурено, на 1.01.99г. 4790 скважин, из них добывающих 2593, нагнетательных 1018, 7 газовых, 103 водозаборные. Действующий фонд добывающих скважин- 2365, в бездействии находятся 227 (8,8% от всего добывающего фонда).

По состоянию на 1.01.99г на месторождении добыто 441,4млн.т нефти или 64,8% от  утвержденных ГКЗ СССР начальных извлекаемых запасов нефти категорий В+С1. Текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,239 при текущей обводненности продукции 89,7%. Утвержденный КИН по месторождению- 0,369.

С начала разработки в целом, по месторождению  добыто 1319,2млн. т жидкости, в продуктивные пласты закачано 1827,8млн. м3 воды. Текущий средний дебит добывающей скважины по нефти- 8,8т/сут, по жидкости- 85,8т/сут.

За период 1991-98гг. на месторождении проведено 99 ГРП, дополнительно получено 782,5тыс.тонн нефти. Пробурено 173 горизонтальных скважины, дополнительная добыча нефти составила 2597,5тыс. Тонн. В результате физико-химического воздействия от закачки в пласт 333тыс. м3 реагентов дополнительно получено 3013тыс. тонн нефти. За счет проведения 1258 прочих мероприятий по повышению продуктивности скважин дополнительно добыто 2035,7тыс. тонн нефти. Всего за анализируемый период за счет методов воздействия на пласты дополнительно добыто 8428,7тыс. тонн нефти, что составляет 12,3% от ее общей добычи за тот же период.

Фактические уровни добычи нефти на месторождении превышают проектные. В 1998г на месторождении добыто 6997тыс. тонн нефти, что выше проекта на 959тыс. т или 15,9%, за счет увеличения метража бурения (проект-  200тыс. м, факт - 364тыс.м).

Снижение добычи нефти по истощаемым объектам разработки - пластам АС9, БС1-2, БС101, БС10 компенсируется вводом запасов нефти на пластах АС5-8.

На участке разработки объекта АС5-8 с применением горизонтальных скважин был проведен анализ соответствия  фактических показателей принятых в технологической схеме  в областях разработки, бурения и добычи нефти. Выданы рекомендации по улучшению качества строительства и условий эксплуатации горизонтальных скважин.

 

ОБОРУДОВАНИЕ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ

 

КЛАССИФИКАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ, ПРИМЕНЯЕМОГО ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

Оборудование, применяемое при различных эксплуатационных работах, можно выделять в группы:

I. Оборудование, применяемое при  различных эксплуатационных работах.

II. Оборудование для освоения  скважин.

III. Оборудование для подъема  продукции пластов из скважин.

IV. Оборудование для воздействия  на пласт.

V. Оборудование для ремонтных  работ на скважине.

VI. Оборудование для сбора и  подготовки нефти и газа к транспортированию.

Задачей данной работы является освещение оборудования всех групп.

 

 ОБОРУДОВАНИЕ СТВОЛА  СКВАЖИНЫ, ЗАКОНЧЕННОЙ БУРЕНИЕМ

 

В пробуренных эксплуатационных скважинах оборудуют как забойную (в зоне продуктивного пласта), так и устьевую часть. При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит по специальным насосно-компрессорным трубам — НКТ, спускаемым в скважины перед началом их эксплуатации.

Устье скважины оснащают колонной головкой (колонная обвязка). Колонная головка предназначена для разобщения межколонных пространств и контроля за давлением в них. Ее устанавливают на резьбе или посредством сварки на кондукторе. Промежуточные и эксплуатационные колонны подвешивают на клиньях или муфте.

Конструкция колонной обвязки предусматривает возможность:

• восстановления герметичности межколонных пространств подачей в межпакерную полость консистентного смазочного материала;
• опрессовки фланцевых соединений;
• контроля и разведки давления среды в межколонных пространствах;
• проведение цементирования скважины.

Иногда колонная головка может иметь сальник, чтобы эксплуатационная колонна могла перемещаться в вертикальном направлении (например, при закачке теплоносителя).

Основные параметры колонных обвязок: число обвязываемых колонн; их диаметры; давления, на которые рассчитаны корпуса колонных обвязок, в умеренном и холодном макроклиматических районах; исполнение коррозионно-стойкое К2, К2И, КЗ для скважин, продукция которых содержит (по объему) сероводород и углекислый газ соответственно до 6 % без ингибирования рабочей среды и с ингибированием до 25 %.

Для обозначения колонных обвязок принята система шифрования. Полный шифр оборудования обвязки обсадных колонн условно представляется в виде ОККХ—X1—X2X3X4X5, где ОК — оборудование обвязки колонн; К — подвеска клиньевая; Х — число колонн, подвешиваемых на клиньях; X1 — рабочее давление; X2 — диаметр эксплуатационной колонны; X3 — диаметр первой промежуточной колонны; X4 — диаметр направления; X5 — исполнение по коррозионной стойкости.

Например, оборудование обвязки колонн с клиньевой подвеской двух колонн, диаметром эксплуатационной колонны 168 мм, диаметром эксплуатационной колонны направления 324 мм для сред, содержащих Н2 и СО2 до 6 %, обозначается ОКК2—350—168x245х324хК2.

Трехкорпусная колонная обвязка (рисунок 2) состоит из однофланцевой колонной головки 1 и двухфланцевых колонных головок 2 и 4. Колонные головки включают корпуса 9, 13, 16, клиньевые подвески 8, 12 и 15, пакеры, состоящие из опорных (нижних) и нажимных 6 (верхних) колец и упругих уплотнителей 5, 7. На боковых отводах корпусов колонных головок устанавливают манифольды контроля давления, состоящие из запорных устройств 10, 14, 17, манометров 11 соответствующего класса, фланцевых или резьбовых заглушек 3.

Промышленностью выпускается также колонные головки типа ОКБ, конструкция которых принципиально отличается тем, что она позволяет в одном корпусе обвязать три обсадных колонны.

 

Рисунок 2 — Трехкорпнусная колонная обвязка ОК

 

ТРУБЫ

 

Трубы при добыче применяются для крепления стволов скважин и для образования каналов внутри скважин, подвески оборудования в скважине, прокладки трубопроводов по территории промысла.

Основные группы труб: 1 — насосно-компрессорные (НКТ); 2 — обсадные; 3 — бурильные; 4 — для нефтепромысловых коммуникаций.

 

Насосно-компрессорные трубы

 

При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит обычно по НКТ, которые применительно к способам эксплуатации еще называют фонтанными, компрессорными, насосными, подъемными или лифтовыми.

Насосно-компрессорные трубы используются также для различных технологических процессов (например, для солянокислых обработок пластов, разбуривания цементных пробок и т.д.).

Ограничением при выборе диаметра проходных отверстий скважинного трубопровода служит скорость потока рабочей среды. Для нефтяных скважин она не должна превышать 10 м/с, а для газовых — 24 м/с. Это связано с резко увеличивающимся эрозионным износом трубопровода и устьевого оборудования. Иногда увеличивают диаметр трубопровода с целью обеспечения эрозионной и коррозионной стойкости.