Здесь можно найти учебные материалы, которые помогут вам в написании курсовых работ, дипломов, контрольных работ и рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

 

Повышение оригинальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение оригинальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения оригинальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, РУКОНТЕКСТ, etxt.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии так, что на внешний вид, файл с повышенной оригинальностью не отличается от исходного.

Результат поиска


Наименование:


реферат Географическое и административное положение

Информация:

Тип работы: реферат. Добавлен: 22.12.2014. Год: 2014. Страниц: 9. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Географическое и административное положение
Песцовое месторождение находится на севере Западно-Сибирской низменности.
Территория представляет собой слабовсхолмленную заболоченную равнину с большим количеством рек, ручьев и озер. Глубина озер до 2-3 м, форма часто изометричная, берега заболочены. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 40 до 92 м. К поймам рек приурочены пониженные отметки рельефа. Гидрографическая сеть представлена рекой Пур, притоками которой являются реки Хадутте, Ен-Яха, Табъяха. Характерна извилистость русла, небольшие уклоны, малая скорость течения. Реки несудоходны, часто образуют песчаные отмели и косы. Питание рек и озер дождевое и снеговое, доля грунтового питания незначительна ввиду наличия многолетнемерзлых пород. Реки и озера покрываются льдом в начале октября, вскрываются в середине мая – начале июня. Воды в реках пригодны для хозяйственных и питьевых нужд. По берегам рек широкое распространение имеют кустарники, а также хвойные и лиственные породы деревьев.
В административном отношении район проектируемых работ находится в Надымском районе Ямало-Ненецкого АО Тюменской области. Плотность населения крайне низкая, крупные населенные пункты отсутствуют. Ближайшим из них является г. Н. Уренгой.
Транспортировка необходимых для производства работ оборудования и материалов с места базирования до скважины будет осуществляться наземным транспортом
Климатическая характеристика
Климат района резко континентальный, среднегодовая температура воздуха – минус 70С. Продолжительность устойчивых морозов в среднем составляет 284 дня в году. Самая низкая температура (до минус 630С) характерна для января. Годовое количество осадков составляет 500-600 мм, причем основная их доля приходится на летне-осенний период времени. Продолжительная и холодная зима благоприятствует накоплению и сохранению снежного покрова.


История освоения района
В 2002 году за Полярным кругом, в 160 км от Нового Уренгоя, посреди голой тундры, началась большая стройка-обустройство Песцовой площади Уренгойского нефтегазоконденсатно о месторождения. По прошествии четырех лет на этом месте был возведен современный комплекс по добыче, подготовке и транспортировке природного газа - УКПГ-16 (установка комплексной подготовки газа).
Объект готов к выходу на проектную мощность — добыче 27,5 млрд. м3 природного газа в год. Общий срок разработки участка составляет 43 года. Утвержденные запасы газа по сеноманской залежи Песцовой площади составляют порядка 740 млрд. м3 (9% от общих запасов газа по месторождениям Большого Уренгоя).
Генеральным подрядчиком обустройства Песцовой площади Уренгойского НГКМ выступило ЗАО «Газпромстройинжинир нг».
За четыре года было построено свыше 200 объектов, обустроено 39 кустов, обвязано 145 скважин, возведено 225 км газосборных коллекторов и свыше 130 км автодорог. За этими цифрами - труд тысяч строителей в суровых климатических условиях: порой температура воздуха достигала отметки минус 63 градуса.
При проектировании промысла были успешно внедрены передовые технологии в строительстве, добыче и подготовке газа. Сегодня они доказали свою состоятельность и необходимость включения в производство в процессе технического перевооружения других установок комплексной подготовки газа Уренгойского месторождения.
По словам начальника ГП-16 Ильшата Гилемханова, работы по возведению объекта начинались в сложных условиях Большая удаленность от развитой инфраструктуры, неблагоприятные климатические условия, сложная транспортная схема доставки грузов — все это усложняло строительство.
«На объекте не было ни питьевой воды, ни электричества, ни связи. — Рассказывает И. Гилемханов. — Теперь же на Песцовом функционирует автономная электростанция для собственных нужд, работающая на природном газе, есть спутниковое телевидение и связь.
Самый ближайший населенный пункт, город Новый Уренгой, находится в 160 км, поэтому приходится рассчитывать только на собственные силы. В связи с тем, что источник питьевой воды находится в 21 км от объекта, был построен специальный водовод с обогревом, который не позволяет замерзнуть жидкости при сверхнизких температурах. На водоводе работает система телемеханики, с помощью которой ведется постоянный контроль и управление системой подачи воды на промысел. Такая же современная система телеметрии установлена на газовых скважинах: она передает на диспетчерский пульт данные об уровне давления, температуре и о расходе сырья на каждой скважине в отдельности».
Главный инженер Управления капитального строительства (УКС) ООО «Уренгойгазпром» Олег Чернов отметил, что основные отличия УКПГ-16 от других установок Уренгойского месторождения в том, что на Песцовом установлено высокоэффективное оборудование для осушки гaзa, а также новые системы регенерации диэтиленгликоля (ДЭГа). Диэтиленгликоль — химический реагент, при помощи которого осушается природный газ (реагент, соприкасаясь с газом, поглощает из него пары влаги). В цехе регенерации происходит извлечение влаги уже из ДЭГа, а затем он вновь направляется в производство.
Особое внимание при возведении УКПГ-16 уделялось экологическим аспектам. В «Газпромстройинжинир нге», являющемся генеральным подрядчиком строительства, внедрены и действуют система менеджмента ИСО 9001:2000 и система управления окружающей средой в соответствии со стандартом ИСО 14001:2004.
В целях предотвращения загрязнения окружающей среды «Газпромстройинжинир нг» согласовал с заказчиком (УКС «Уренгойгазпром») использование в ходе строительства труб с заводской изоляцией, Тем самым компания отказалась от устаревшей технологии, когда работы по устройству изоляционного покрытия трубы, сопряженные со значительным количеством отходов, проводились прямо на трассе. В итоге была не только оптимизирована технология строительства, но и обеспечена более качественная теплоизоляция трубопровода.
По словам начальника территориального управления ЗАО «Газпромстройинжинир нг» по строительству объектов в Ямало-Ненецком АО Валерия Чуйко, еще одной отличительной особенностью Песцового является вахтовый жилой комплекс (ВЖК). Для сотрудников, обеспечивающих непрерывную и стабильную работу объекта, построены комфортабельные общежития, просторный спортивный зал, библиотека, сауна, бильярдная...
Заказчик и генеральный подрядчик благодаря качественной системе менеджмента обеспечили досрочный пуск первой очереди объекта, вывели его на проектную мощность в установленные сроки и с высоким качеством работ.
Сейчас полным ходом идет рекультивация нарушенных земель, осуществляются природоохранные мероприятия. В течение 8–10 лет на Песцовой площади будут возведены еще несколько крупных объектов для обеспечения добычи и транспорта природного газа.

Геологическая характеристика разреза

Литолого-стратиграф ческая характеристика разреза скважины

Стратиграфическое
подразделение
Глубина
залегания, м
Мощность,
м
Элементы залегания
(падения) пластов
по подошве,
Стандартное описание горной породы:
полное название, характерные признаки
(структура, текстура, минеральный состав и т.д.)
Название
Индекс
от
(кровля)
до
(подошва)
1
8
Четвертичные
Торф, супеси, глины, пески
Некрасовская
Пески
Тавдинская
Глины алевритовые с прослоями песков и алевролитов
Люлинворская
Глины алевритистые, диатомовые, опоковидные
Тибейсалинская
- верхняя
- нижняя
300
473
473
690
173
217
0о30’
0о30’
3-90
3-90
Пески и песчаники серые, тонкозернистые с прослоями глин, в нижней части глинистые отложения
Ганькинская
Глины серые, алевритистые с редкими прослоями мергелей
Березовская
- верхняя
Глины слабоалевритистые, в нижней части
-нижняя
опоковидные, глины и опоки
Кузнецовская
Глины плотные аргиллитоподобные
Покурская
Чередование песков, песчаников, алевролитов и глин
Тангаловская
Переслаивание пластов песчаников, алевролитов


Физико-механические свойства горных пород по разрезу

Плотность, кг/м3
Пористость, %
Проницаемость, мДа
Глинистость, %
Карбонатность, %
Категория твердости
Коэффициент пластичности
Категория абразивности
Категория породы по промысловой классификации
(мягкая, средняя)
Индекс стратиграфического
подразделения
Интервал,
м
Краткое название
горной породы
от (верх)
4
Пески, супеси
Пески
Глины, пески
Глины опоковидные
1800
30-35
-
95-100
0
2-3
6-б/н
3
Пески, глины
Глины алевритистые
2200
28
-
90-100
0-2
2-3
6-б/н
4
средняя
Глины опоковидные
1900
25
-
95
0-2
3
6-б/н
3-6
средняя
Глины аргиллитоподобные
2200
20
95-100
0-2
2
1,1-6,5
4
мягкая



Нефтегазоносность*

Тип флюида
Плотность, кг/м3
Относительная
плотность газа по
воздуху
Проницаемость, мДа
Подвижность, мкм2
(МПа х с)
Средний дебит, м3/сут, тыс.м3 /сут
Температура на устье, С
Температура в пласте, С
Пластовое давление, МПа
Газовый фактор, м3/м3
Содержание стабильного газоконд., г/м3
Индекс пласта
Интервал
залегания, м
Содержание
от (верх)


Геокриологические данные разреза

Глубина залегания
нейтрального слоя, м
Температура пород нейтрального слоя, оС
Глубина нулевой изотермы, м
Распределение темпера туры,
оС
Льдистость, %
от (верх)
Интервал, м
Интервалы залегания, м
Консолидированных глин
Плывунов
Межмерзлотных таликов
Газогидратов
Криопэгов
до
от
от
от
от
9
10
12
14
16
-
нет
нет
нет
нет
115 - 160
нет
нет
нет
нет
180 - 330
нет
нет
нет
нет
-
нет
нет
нет
нет
Примечание - Подошва ММП на глубине 440 метров, нулевая изотерма – на глубине 400 м.


Продолжительность периода опытно промышленной эксплуатации составляет три года и после его завершения Песцовое месторождение планируется ввести в промышленную разработку в соответствии с рекомендуемым вариантом.
Северная газоконденсатная залежь (район скважин 20, 25)
За период эксплуатации (16 лет) из пласта будет извлечено 377.73 млн.м3 пластового газа и коэффициент газоотдачи составит 74.8 %. Количество добытого стабильного конденсата за этот период составит 25.54 тыс.т. Количество компонентов фракции С5+в извлеченного из пласта составит 32.97 тыс.т и коэффициент извлечения конденсата равен 20.2 %. В конце периода разработки пластовое давление составит 5.11 МПа, дебит скважины составит 22.72 тыс.м3 пластового газа.
Южная газоконденсатная залежь (район скважин 26, 551).
Залежь разрабатывается одной скважиной с горизонтальным окончанием. Начальный дебит скважины 69.00 тыс.м3/сут пластового газа, максимальный годовой отбор пластового газа равен 25.74 млн.м3. Продолжительность расчетного периода разработки составила 11 лет. Накопленная добыча пластового газа за расчетный период составила 175.58 млн.м3, что соответствует величине коэффициента газоотдачи равной 13.8 %. Суммарное количество добытого стабильного конденсата составило 17.90 тыс.т, а суммарное количество конденсата извлеченного из пласта составило 20.91 тыс.т, что соответствует величине коэффициента конденсатоотдачи равной 5.1 %. В конце расчетного периода пластовое давление составит 8.99 МПа, а средний дебит скважины 20.97 тыс. м3/сут и разработка прекращается в связи с тем, что дебит скважины становится ниже величины заданного рентабельного дебита равного 20 тыс.м3/сут.
Нефтегазоконденсатн я залежь пласта БУ8-2 (район скважин 10, 17).
Залежь разрабатывается двумя скважинами с горизонтальным окончанием, расположенными в пределах нефтяной оторочки. Начальный дебит скважин равен 19.10 т/сут. Расчетная продолжительность разработки залежи составила 23 года
Максимальный годовой уровень добычи нефти составил 13.44 тыс.т. За расчетный период накопленная добыча нефти из пласта составит 117.69 тыс.т. Кроме того, в процессе разработки в результате изменения положения ГНК в скважины будет поступать газ из газовой шапки. Дебит газа будет изменяться от 6.43 до 51.50 тыс.м3/сут. Накопленная добыча газа за расчетный период составит 277.86 млн.м3,
В конце расчетного периода пластовое давление газонасыщенной части залежи составляет 13.91 МПа, в нефтяной части в области размещения эксплуатационных скважин пластовое давление составляет 13.19 МПа, а в среднем по нефтенасыщенной части залежи – 15.65 МПа. В эксплуатации находится одна скважина с дебитом 2.54 т/сут.
Залежь пласта БУ83.
Залежь разрабатывается одной скважиной с горизонтальным окончанием при заданном годовом отборе пластового газа равном 50.00 млн.м3. Максимальный годовой отбор газа составляет 53.82 млн.м3. Начальный дебит пластового газа составил 113.89 тыс.м3/сут.
Расчетный период разработки залежи составил 23 года.
За расчетный период накопленная добыча пластового газа составит 587.08 млн.м3, количество конденсата извлеченного из пласта за расчетный период составит 49.30 тыс.т, при этом коэффициент газо- и конденсатоотдачи, соответственно, составят 31.5 % и 9.1 % от суммы запасов
В конце расчетного периода пластовое давление в залежи в зоне размещения эксплуатационной скважины составляет 4.96 МПа.
Залежи пласта БУ91(район скважины 26).
Залежь рекомендуется разрабатывать одной эксплуатационной скважиной с горизонтальным окончанием. Максимальный годовой отбор пластового газа задавался равным 115.00 млн.м3. Начальный дебит пластового газа составил 313.88 тыс.м3/сут.
Расчетный период разработки залежи составил 29 лет.
В конце расчетного периода средняя величина пластового давления в залежи в зоне размещения скважины составляет 10.31 МПа. Залежь разрабатывается в условиях водонапорного режима. За расчетный период в пределы залежи внедряется более 900 тыс. м3 воды, что приводит к подъему газо-водяного контакта.

Основные технологические решения
По результатам анализа скважин конструкций и расположения скважин в Техническом задании представлены усредненные показатели, используемые для разработки проекта.
Работы на скважинах будут проводиться по индивидуальным планам работ, утвержденным главным инженером предприятия и согласованным с Управлением по технологическому и экологическому надзору Ростехнадзора по ЯНАО и Ф-СВЧ.
Указанные планы разрабатываются с соблюдением технических требований изложенных в данном проекте.
Скважины предусматривается оснащать колонными головками ОКК2-350-168х245х324 12 ? х 9 5/8 х 6 5/8 –350, 13 5/8 12 ? х 9 5/8 х 6 5/8 –350 и фонтанной арматурой АФ6-80/65х35, АФК6-100/100-35 ХЛ, 12 ? х 9 5/8 х 6 5/8 х 2 7/8 –350, 11 х 4 1/16 х 2 9/16 – 350 по информации, представленной в коррективах “Технологической схемы разработки нижнемеловых отложений Песцового нефтегазоконденсатно о месторождения”
Скважины оборудованы лифтовыми колоннами диаметром 89 мм по пакерной схеме. Комплекс подземного оборудования КПО 89/168х35 включает пакер ПСС 168А, циркуляционный клапан и посадочный ниппель. В ряде скважин установлены комплексы КПГ с пакерами 2 ПД-ЯГ. Приблизительно в 50 % скважин не установлено подземное оборудование.
Проектом рассматривается вариант консервации скважин на срок более 3 лет с созданием репрессии на продуктивный пласт столбом технологичесокго раствора (жидкостью глушения) согласно [74]. Для создания репрессии на пласт, между интервалом ММП и интервалом заполненным блокирующей пачкой, располагается столб хлористого натрия. Для Песцового месторождения газоконденсат плотностью 780 кг/м3 в интервале 0 - 400 м + NaCl2 плотностью 1130 кг/м3 в интервале 400-2980 + смесь незамерзающей технической жидкости и химически осаженного мела плотностью 1140 кг/м3 в интервале 2980-3100 м Давление составного столба жидкости глушения составит 32,78 МПа. Пластовое давление 31,1 МПа с коэффициентом запаса 1,05 составит 32,66 МПа. 32,78>32,66, что удовлетворяет требованиям п. 2.7.3.3.
ПБ 08-624-03.
Допускается консервация скважины на срок менее 3 лет путем закачивания в зону продуктивного пласта и выше 70 % водометанольного раствора [74].
В скважинах, оснащенных по пакерной схеме, циркуляция обеспечивается после открытия циркуляционного клапана. Демонтаж фонтанной арматуры не проводится, закачивание растворов в скважину проводится по стационарной промысловой обвязке. При расконсервации рассматриваются вопросы вызова притока путем снижения противодавления на пласт, при необходимости проводится снижение уровня компрессором, допускается использование скважины "донора". Ликвидация скважин проводится путем установки цементных мостов в интервале продуктивного пласта, напротив башмака технической колонны и в башмаке кондуктора, с заполнением верхней части ствола незамерзающей жидкостью.
После проведения работ по консервации или расконсервации скважин предусматривается "планировка&quo ; использованной территории бульдозером. После ликвидации скважины производится полноценная рекультивация.
Работы по восстановлению работоспособности скважины, согласно "Инструкции о порядке консервации и ликвидации скважин и оборудования их устьев и стволов", выявленные в процессе техосвидетельствован я (непредвиденные), в проекте не отражаются. Согласно п. 4.19 ВСН 39-86 предусматривается оплату таких работ производить по дополнительному ИСР с последующим его утверждением в ОАО "Газпром".
Принципиальная схема размещения оборудования при производстве работ и схема обвязки устья при испытании представлены в приложении к проекту.
Консервация, расконсервация, ликвидация скважин производится круглогодично, подрядной организацией (бригадой по капитальному ремонту скважин).
Последовательность проведения работ по консервации, расконсервации и ликвидации скважин осуществляется в порядке установленном "Инструкцией о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов" (Госгортехнадзор России, 22.05.2002 г). "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности" РД 08-624-03 (Москва 2003). " Порядком оформления консервации скважин, учитываемых на балансе
ОАО "Газпром" [12], [3], [69].
Подробно технология производства работ описана в "Технических правилах на ведение ремонтных работ в скважинах Уренгойского месторождения" СТО 05751745-115-2005 [70]
При создании столбом ВМР репрессии на продуктивный пласт отвечающей требованиям п. 2.7.3.3 ПБ 08-624-03, скважина считается заглушенной, а раствор, находящийся в стволе скважины является жидкостью глушения.










МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ЯМАЛЬСКИЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ ИНСТИТУТ (филиал)








КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

Дисциплина: «ГЕОЛОГИЯ»

Песцовое месторождение




Выполнил:

Студент 1 курса направления
131000.62 «Нефтегазовое дело»
Группа ЭДГбз 11-2
Полетаева Ю. С.

Проверил:

Иванов И.М


Новый Уренгой 2012









и т.д.................


Скачать работу


Скачать работу с онлайн повышением оригинальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.