На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, 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 уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


Отчет о практике на Тарасовском месторождении

Информация:

Тип работы: Отчет о практике. Добавлен: 05.11.2013. Сдан: 2005. Страниц: 66. Уникальность по antiplagiat.ru: 74.

Описание (план):


Введение

Основными задачами НГДУ «Тарасовскнефть» является следующее:
1) выполнение установленных плановых заданий по добыче нефти и газа,
2) подготовка нефти и газа в соответствии с установленными техническими требованиями;
3) повышение эффективности всего производства путем эффективной разработки нефтяного месторождения;
4) улучшение использования эксплуатационного фонда скважин;
5) совершенствование технологии добычи нефти;
6) повышение производительности труда;
7) соблюдение требований охраны недр и защиты окружающей среды.
В состав основного производства НГДУ входят центральная инженерно-технологическая служба (ЦИТС), 4 цехов добычи нефти и газа (ЦДНГ-1,2,3,4), цех поддержания пластового давления (ЦППД), цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН). В состав вспомогательного производства, обеспечивающего нормальные условия для бесперебойной добычи нефти, входят: цех автоматизации производства (ЦАП), цех научно- исследовательских и производственных работ (ЦНИПР), прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования (ПРЦЭО), прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения (ПРЦЭиЭ), цех пароводоснабжения (ЦПВС), цех антикоррозийных покрытий и капитального ремонта трубопроводов и сооружений (ЦАПиКРТС)
ЦДНГ осуществляют добычу нефти и газа. Цеха обслуживают кусты нефтяных и газовых скважин, дожимные насосные станции (ДНС), групповые установки для сбора и замера жидкости (типа «Спутник»), водораспределительные будки - блок-гребенки, нефтепроводы. ЦАП обеспечивает надежную работу контрольно - измерительных приборов, средств автоматизации и телемеханизации, а также систем пожароохранной сигнализации и средств связи на объектах НГДУ. ЦНИПР проводит гидродинамические и промысловые исследования скважин. Отделы, подчиняющиеся начальнику НГДП (бухгалтерия, планово-экономический отдел, отдел организации труда и заработной платы), и службы зам. начальника управления по кадрам и социальному развитию (служба по кадрам, материально-технического снабжения, социального развития, вахтовых перевозок, административно-хозяйственный отдел) – обеспечивают организацию и планирование экономического и социального развития НГДП. Службы главного инженера (производственный отдел по добыче нефти, службы подготовки нефти, механика, энергетика, техники безопасности) обеспечивают руководство производственно-технической деятельностью управления. Службы зам. начальника НГДП по геологии (геологический отдел, отдел разработки нефтяных и газовых месторождений, маркшейдерско-геодезическая служба) контролируют разработку месторождений, обеспечивают геологическое обслуживание фонда скважин.
Разработка месторождений НГДУ «Тарасовскнефть» силами ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз» ведется в соответствии с утвержденными в установленном порядке технологическими проектными документами.
При анализе текущего состояния разработки месторождений за 1997 год можно отметить, что большинство проблем, осложнявших разработку на протяжении последних лет актуальны и сейчас.
Перед предприятием стоят задачи по регулированию разработки с помощью выравнивания профилей приемистости и системных обработок, сокращению простаивающего фонда скважин, формированию систем ППД в зонах пониженного пластового давления, борьба с водопритоками и отложением парафина, дальнейшее проведение работ по ГРП.
В связи с действующей в управлении системой порядка обращения и хранения документов, дел и изданий, содержащих несекретные сведения ограниченного распространения и документов с грифом «Для служебного пользования» (ДСП), «Коммерческая тайна» доступ ко всем материалам для студентов-практикантов строго ограничен.
1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Южно-Тарасовское месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Ближайшими населенными пунктами являются: районный центр - посёлок Тарко-Сале, расположенный в 55 км севернее месторождений, посёлок Пурпе и г. Губкинский, расположенные, соответственно, в 35 и 45 км западнее, г. Ноябрьск- в 190 км юго-западнее (рисунок 1.1)
Трасса железной дороги Сургут - Новый Уренгой проходит через станцию Пурпе, расположенную в 15 км от города Губкинский.
В географическом отношение месторождение находится в северной части Западно-Сибирской равнины, в зоне лесотундры. Месторождение расположено в междуречье рек Айваседо-Пур, Пяку-Пур, относящихся к бассейну реки Пур. Реки мелководные, для них характерна извилистость русла, наличие претоков, рукавов и песчаных кос. Скорость течения рек 0.8 м/сек, глубина в летнее время не превышает 0.5 м , в период паводков (весной и осенью) - до 2.5-5.5 м. Широкое распространение в описываемом районе имеют озера. Размеры наиболее значительных озер 2-3 км в поперечнике, глубина 0.8-1.0 м. Сильная заболоченность района, как большинства северных районов Тюменской области, связана с наличием мощного слоя вечномерзлых пород, играющего роль водоупора, слабой испаряемостью влаги и затрудненным стоком. Болота открытые, с торфяной подушкой, достигающей толщины 7 м. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +33 до 60 м.
Климат рассматриваемого района резко континентальный, характеризуется продолжительной холодной зимой и коротким прохладным летом. Самый холодный месяц - январь (среднемесячная температура - 24?С). Морозы достигают 55-58 °С и часто сопровождаются сильными ветрами. Среднегодовая температура колеблется от -7,5°С до - 8.5 °С. Годовое количество осадков составляет 475 мм. Основная часть осадков выпадает в период с апреля по октябрь (375 мм). Преобладающее направление ветров- северное и северо-восточное в теплый период, южное и юго-западное в холодный период. Средняя скорость ветра 4 м/сек, максимальное ее значение составляет 28-30 м/сек. Первые заморозки наступают в сентябре. Глубина промерзания грунта составляет 1.5-3.5 м. Средняя толщина снежного покрова на водоразделах составляет 0.5-0.8 м, в понижениях достигает 2.0 м.
Ближайший крупный населенный пункт, как отмечалось выше, - поселок Тарко-Сале. В поселке базировалась Таркосалинская нефтеразведочная экспедиция, которая проводила основной объем разведки месторождений. Месторождение открыто в 2000 году силами ОАО «Пурнефтегаз».
Основной объем перевозок необходимого оборудования и материалов на базу ПО «Пурнефтегаз» осуществляется в период навигации водным путем или по железной дороге Сургут-Уренгой.


Рисунок 1.1 ? Обзорная карта Пуровского района
2 Геолого-физическая характеристика месторождения

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Описание дается согласно «Региональным стратиграфическим схемам мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины, утвержденными МСК 30 января 1991 года» и материалами бурения Тарасовского и Восточно-Тарасовского месторождений.
Ниже приводится краткое описание вскрытых отложений месторождения.
Меловая система. Породы мелового возраста, согласно залегающие на породах верхней юры, стратиграфически подразделяются на два отдела: нижний и верхний, с отложениями которые связаны основные запасы углеводородов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
Нижний отдел. В нижней части отдела залегают глубоководные морские осадки, сформировавшиеся в условиях завершения региональной трансгрессии в берриассваланжинское время (нижняя часть сортымской свиты). Выше по разрезу залегают осадки мелководно-морского и континентального генезиса валанжинальбского времени, приуроченные к верхней части сортымской, тангаловской и нижним тложениям покурской свит.
Сортымская свита по литологическому составу подразделяется на несколько толщ. В основании свиты лежит подачимовская толща осадков, представленная глинами аргиллитоподобными, прослоями битуминозными. Выше по разрезу свиты выделяют опесчаненную ачимовскую толщу пород, сформировавшуюся в условиях свала осадочного материала у подножия шельфа.
Песчаники ачимовской толщи перекрываются глинами с разнообразной степенью слоистости с клиноформенными прослоями песчаников.
Следующая мощная толща (до 350м) сложена песчаниками мелкозернистыми, с прослоями аргиллитоподобных глин, переслаивающихся алевролитами и песчаниками средней крепости, к отложениям которой приурочены пласты БП8-БП11 .
Продуктивный пласт БП102 Южно-Тарасовского месторождения представлен песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитоподобных глин. Общая толщина пласта-29м.
Тангаловская свита подразделяется на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю.
Нижняя подсвита сложена осадками мелководно - морского генезиса, литологически неоднородными, характеризующимися чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. К отложениям подсвиты приурочены продуктивные на Тарасовском месторождении пласты БП6,БП7, БП72, и водонасыщенный пласт БП5 .Выше по разрезу песчаные пласты перекрываются аргиллитами серыми, иногда слабо оскольчатыми, небольшой толщины (5-10 м), но хорошо выдержанными по площади, приуроченными к кровле подсвиты.
Средняя подсвита сложена довольно мощной толщей континентальных осадков (порядка 200 м), представленной глинами, зеленовато серыми, с прослоями аргиллитоподобных разностей, чередующихся в сложном сочетании с песчаниками серыми и алевролитами.
Верхняя подсвита сложена континентальными осадками, представленными аргиллитами серыми, иногда зеленоватыми, чередующимися в сложном сочетании с песчаниками серыми и алевролитами. Общая толщина свиты 365-442м.
Покурская свита ? преимущественно континентальная толща пород, которую условно подразделяют на три подсвиты.
Отложения нижней подсвиты характеризуются присутствием в основании, несогласно залегающей на нижележащих породах, евояхинской пачки, литологически представленной песчаниками серыми, мелко-среднезернистыми с единичными мелкими прослоями алевритистых глин, обогащенными растительным детритом. В верхней части подсвиты залегают песчаники светло-серые с зеленоватым оттенком, чередующиеся в сложном сочетании с глинами, алевролитами темно-серыми, с разнообразной слоистостью. Толщина подсвиты достигает 200м.
Средняя подсвита в литологическом плане представлена крупными пачками глин, глинистых алевролитов, преимущественно темного цвета, иногда зеленовато-бурого оттенка, чередующимися с песчаниками серыми, светло-серыми, с окатышами глин в основании отдельных пластов, с присутствием в породах СПК альбраннесеноманского возраста.
Верхнемеловые отложения (без сеномана) представлены осадками морского происхождения, формировавшиеся в процессе крупной морской трансгрессии, длившейся с туронского по датское время, и стратиграфически подразделяются на кузнецовскую, березовскую и ганькинскую свиты.
Осадки кузнецовской свиты сложены глинами серыми, зеленовато-серыми с зернами глауконита; по всему разрезу отмечаются остатки пиритизированных водорослей, чешуя рыб, встречаются моллюски, фораминиферы турон-раннеконьякского возраста. Граница покурской и кузнецовской свит хорошо прослеживается в силу резкой смены континентальных осадков на морские. Толщина свиты на рассматриваемых площадях изменяется от 11 до 19 м.
Палеогеновая система. В разрезе рассматриваемых месторождений система представлена тремя отделами: палеоценовым, эоценовым, олигоценовым.
Палеоценовый отдел характеризуется осадками морского генезиса, выделенными в талицкую свиту, отложения которой подразделяются на нижнюю и верхнюю подсвиты.
Нижняя подсвита литологически представлена глинами темно-серыми, алевритистыми с присутствием фораминифер и палинокомплекса инкерман-раннекачинского времени.
Верхняя подсвита сложена глинами темно-серыми с мелкими линзами алевролитов и кварцево-глауконитовых песчаников с палинокомплексом позднекачинского времени. Общая толщина талицкой свиты изменяется от 116 до 155м.
Эоценовый отдел объединяет морские отложения люлинворской свиты, и прибрежно-морские низов тавдинской свиты. Люлинворская свита представлена на рассматриваемых месторождениях осадками нижней, средней и верхней подсвит, которые сложены снизу вверх по разрезу: опоками, глинами опоковидными с прослоями глауконитовых песчаников; глинами серыми, опоковидными с прослоями диатомитов; глинами желтовато-зеленоватыми тонкоотмученными, оскольчатыми, изредка слабо опоковидными с прослойками глинистого алевролита. Толщина свиты изменяется от 170 до 221м.
Олигоценовый отдел характеризуют осадки: прибрежно-морского происхождения, приуроченные к верхней подсвите тавдинской свиты, а также озерно-болотного, речного и делювиального генезиса, толща которых подразделяется на атлымскую и новомихайловскую свиты.
Тавдинская свита (верхняя подсвита) литологически представлена глинамизеленовато-серыми, листоватыми, алевритистыми с прослоями алевролитов. Общая толщина свиты-73-132м.;
Атлымская свита сложена песками кварцевыми с прослоями алевролитов и глин, толщиной 43-84м.
Новомихайловская свита представлена глинами, алевролитами с прослоями песков и бурых углей. Толщина свиты изменяется от 20 до 80м.
Четвертичная система. Четвертичные отложения несогласно залегают на размытой поверхности олигоцена в виде сплошного покрова по всей Западно-Сибирской плите. Формирование осадков проходило в условиях развивающейся региональной регрессии, сопровождавшейся мощным оледенением, неоднократно прерывавшимся морскими трансгрессиями.
Цитологический состав осадков разнообразен, в основном, это ледниковые, озерно-болотные, аллювиальные отложения пойм и террас рек: пески, супеси, суглинки, илистые глины, с включениями гравия и гальки, а также торфа. Толщина четвертичных отложений на рассматриваемых месторождениях 30-50 м.

2.2 Тектоника

В геологическом разрезе Западно-Сибирской плиты выделяется три структурно-тектонических этажа.
Нижний этаж - складчатый фундамент, сформировавшийся в палеозойское и допалеозойское время, соответствует геосинклинальному этапу развития плиты. Он представлен эффузивными, интрузивными и осадочными метаморфизованными, сильно дислоцированными породами.
Промежуточный структурный этаж характеризует парагеосинклинальный этап в истории развития плиты, представлен породами пермо-триасового возраста и имеет преимущественное развитие в погруженных частях фундамента................


Вывод
Соблюдение основных требований по рациональному использованию и охране недр при разработке пластов Южно-Тарасовского месторождения позволит:
? реализовать по пластам БП72, БП81 площадную семиточечную систему разработки с плотностью сетки 21 га/скв;
? реализовать по пластам БП9, БП10 площадную девятиточечную систему разработки с плотностью сетки 56 га/скв.
Заключение

Южно-Тарасовское месторождение введено в эксплуатацию в 2001 году. Разработка месторождения ведется по продуктивным пластам БП72,БП81,БП91, БП92, БП101 , БП102. В целом по месторождению на 1.08.2011 г. пробурено 9 эксплуатационных и 4 разведочных скважины. В добывающем фонде работают 7 скважин, одна из которых №135 разведочная. Все они эксплуатируются фонтанным способом. Добыча нефти по месторождению составляет 30,049 тыс.т, жидкости -30,206 тыс.т., растворенного газ 2918,623 тыс.м3. Дебиты по нефти составляют - 76,5 т/сут, по жидкости - 76,9 т/сутч Среднегодовая обводненность составляет 0,5%. Месторождение разрабатывается без закачки воды в пласт.
В целом по месторождению на 1.01.2012г. добывающий фонд насчитывает 98 скважин, две из которых разведочных №135Р.
В 2002 году на месторождении началось формирование системы ППД, нагнетательный фонд на 1.01.2012 года составил 22 скважины.
Добыча нефти по месторождению на 1.01.2012 год составила 11431,2 тыс.т, в том числе:
Добыча жидкости по месторождению составила 23 625,8 тыс.т, в том числе:
Среднегодовая обводненность составила 26,6%, в том числе
Закачка рабочего агента по месторождению составила 10088,7 тыс.м3, в том числе:
По состоянию на 01.01.2012 г. начальные геологические запасы нефти Южно – Тарасовского месторождения, включая запасы по новым залежам, уменьшилась на 80,2%. По категории С1, в связи с активным эксплуатационным разбуриванием первоочередного участка (на 01.01.2012г. общий фонд скважин составил 4 поисково-разведочных и 90 эксплуатационных), запасы нефти увеличилась на 104,2% по сравнению с утвержденным ЦКЗ РФ.
По итогам 2012 года на баланс РГФ по Южно-Тарасовскому месторождению поставлены следующие запасы УВ:
запасы нефти-
по категории С1 геологические - 40182тыс.
извлекаемые - 10494тыс.
по категории С2 геологические - 25509 тыс.т
извлекаемые - 5329 тыс.т
запасы растворенного в нефти газа-
по категории C1 геологические -7738 тыс.т
извлекаемые -2055 тыс.т
по категории С2 геологические -3698 тыс.т
извлекаемые -808 тыс.т
Основная доля запасов углеводородов сосредоточена в пластах БП72,БП81,БП91, БП92, БП101 , БП102 .
Экономическая оценка эффективности разработки Южно-Тарасовского месторождения выполнена по трем вариантам разработки за период 2000-2025 гг.(20 лет). При сложившихся в настоящее время экономических условиях наиболее эффективным следует признать вариант 1.
По состоянию на 1.01.2012 г. на месторождении проведены работы по исследованию керна, отобранного в двух разведочных скважинах №135р, 140р. Исследования физико-химических свойств, проведены по поверхностным и глубинным пробам, отобранным из скважины № 135р. Гидрогеологические исследования на месторождении не проводились.
Проанализировав сложившуюся ситуацию, можно сделать вывод, что на 1.01.2012 года Южно-Тарасовское месторождение бурение добывающих скважин ведется с нарушением проектного документа, три скважины объекта БП10 (№ 4090, 4180, 4150) работают совместно с объектом БП81, что совершенно не предусмотрено проектным документом, кроме того, на объект БП7 предусмотрена разработка самостоятельной сеткой добывающих скважин, в действительности, объект эксплуатируется совместно с объектом БП81.
Для совершенствования разработки месторождения недропользователям необходимо принять во внимание и устранить все имеющиеся нарушения.
В процессе прохождения практики непосредственно познакомился с технологией сбора и подготовки газа на газовом промысле. Практически освоил оборудование и технику, применяемую для технологического процесса. Обратил внимание на новые оригинальные решения вопросов добычи и подготовки газа, нефти и конденсата на месторождении.


Список использованных источников

1 Авторский надзор за разработкой месторождений НГДУ «Тарасовскнефть». Тюмень, 2003.
2 Схема развития и размещения нефтегазодобывающей промышленности Западной Сибири на период до 2002 года. Объединение Пурнефтегаз, Заказ 3689, Гипротюменнефтегаз, Тюмень, 1986, 350 с.
3 Технологическая схема разработки Тарасовского месторождения. СибНИИНП, Тюмень, 1998.
4 Технологические регламенты.



Перейти к полному тексту работы



Смотреть похожие работы


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