Министерство образования и науки Республики Татарстан
ГБОУ ВО «Альметьевский государственный нефтяной институт»
Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

ОТЧЁТ

по производственной практике:

технологической практике

Обучающегося группы 19-12 нефтегазового факультета

^{(наименование)}

Мухамадеев Малик Юсифович

^(ФИО)

производственная практика: технологическая практика

^{(тип практики)}

Семестр __6____

Продолжительность__6 недель, 04.06.2022 – 17.07.2022______________

^{(кол. недель, сроки практики)}

Дата защиты отчета «___» _______________ 20___г.
Руководитель практики от Института
Доцент каф. «РиЭНГМ»,

кандидат технических наук ___________ Д.Р. Хаярова

^{(должность, уч.степень, уч.звание) (подпись) (И.О. Фамилия)}
Оценка:_____________

Руководитель практики

от предприятия
___________________ ___________ _____________________

^{(должность, уч.степень, уч.звание) (подпись) (И.О. Фамилия)}

М.П.
г. Альметьевск 2022 г.

Министерство образования и науки Республики Татарстан

ГБОУ ВО «Альметьевский государственный нефтяной институт»

«Утверждаю»

Зав. кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», д.т.н., профессор

______________ Насыбуллин А.В.

«04» 05 2022 г.

ИНДИВИДУАЛЬНОЕ ЗАДАНИЕ НА ПРАКТИКУ

Вид, тип практики Производственная практика: технологическая практика

Обучающийся Габдрахимов Айнур Айдарович ____________/19-12

(ФИО) (группа)

Курс 3

Факультет Нефтегазовый

Форма обучения очная

Направление подготовки/направленность (профиль) программы

21.03.01 Нефтегазовое дело/ «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти»

Содержание задания на практику (перечень подлежащих рассмотрению вопросов):

Введение.

1. Описать общие сведения о промысловом объекте

2. Дать характеристику геологического строения, коллекторских свойств пластов продуктивного горизонта (горизонтов), состав и физико-химические свойства флюидов

3. Дать характеристику и провести анализ технологических показателей текущего состояния разработки объекта (объектов), анализ выработки пластов, характеристику фонда скважин

4. Дать характеристику и провести анализ применения методов увеличения нефтеизвлечения на рассматриваемом объекте

5. Дать характеристику и провести анализ применения методов ОПЗ на нагнетательном фонде скважин рассматриваемого объекта

6. Дать характеристику и провести анализ применения методов ОПЗ на добывающем фонде скважин рассматриваемого объекта

7. Рассмотреть причины ремонтов скважин на рассматриваемом объекте

Список литературы.

---

Дата выдачи задания_______________

Согласовано:

Руководитель практики от Института______________/________________________/

(подпись) (ФИО)

Ознакомлен:

Обучающийся ______________/________________________/

(подпись) (ФИО)

Заключение руководителя о выполнении задания практики:

_________________________________________________________________

Руководитель практики от Института______________/_________________________/

(подпись) (ФИО)

СОДЕРЖАНИЕ



ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время проблема рационального контроля показателей разработки стоит очень остро, что связано с падением уровня добычи нефти вследствие ухудшения структуры извлекаемых запасов. Суммарная доля трудноизвлекаемых запасов в глинистых высоко- и малопродуктивных коллекторах на ряде площадей и месторождений, разрабатываемых АО «Татнефть», существенно возросла.

Для точного прогнозирования объемов добычи нефти из разрабатываемых горизонтов кроме ужесточения требований к применяемому оборудованию и качеству закачиваемой воды, а также проведения мероприятий по увеличению продуктивности скважин невозможно обойтись и без применения научно обоснованной и испытанной методики проведения прогнозных расчетов показателей разработки. Также необходимо учитывать особенности взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин и режимы их работы, разрабатывать новые требования к системе сбора и подготовки нефти и газа и технологии, позволяющие эффективно эксплуатировать скважины малодебитного фонда. Такой комплексный подход к решению проблемы прогнозирования разработки тем более необходим в связи с тем, что для эффективной работы предприятий нефтегазодобывающей промышленности необходимо правильное и своевременное реагирование на изменение технологических показателей.

---

Необходимо иметь правильное представление о выработке запасов и процессах, протекающих в продуктивном коллекторе, для более эффективной работы скважин и месторождения в целом.

1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПРОМЫСЛОВОМ ОБЪЕКТЕ

Зеленогорская площадь является одной из центральной площадей Ромашкинского нефтяного месторождения и граничит с восточной стороны с Холмовской, с юга-востока - Восточно-Лениногорской, с юга-запада - Южно-Ромашкинской, с западной - Павловской и с севера - Восточно-Сулеевской площадями, площадь протягивается с севера на юг на 18 км, с запада на восток - на 19 км.

В административном отношении Зеленогорская площадь расположена на территории Альметьевского, Азнакаевского и Бугульминского районов Татарской АССР с ближайшими населенными пунктами р.п. Актюба, Микулино, Карабаш.

По территории Зеленогорской площади протекает р. Зай с притоками, а также проходит сеть автодорог Азнакаево-Альметьевск, Бугульма - Актюба.

В географическом отношении территория площади представляет собой пересеченную местность с многочисленными оврагами и балками, местами покрытыми лесами. Абсолютные отметки поверхности колеблются в пределах от 189 до 280 м.

2 ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ, КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПЛАСТОВ ПРОДУКТИВНОГО ГОРИЗОНТА (ГОРИЗОНТОВ), СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ФЛЮИДОВ

На Зеленогорском месторождении, по данным бурения, осадочная толщина представлена терригенно-карбонатными породами девонской, каменноугольной и пермской систем.

Девонская система, в составе среднего и верхнего отделов, залегает на глубинах 1280-1930 метров, и представлена в объеме четырех ярусов, от эйфельского и фаменского, и 14 горизонтов – от бийского до лебедянского включительно. [3]

Нижняя часть разреза, до кыновского горизонта включительно, сложена терригенными породами, песчано-глинистыми, песчано-алевролитовыми, среди которых выделяется ряд пластов коллекторов, разделенных плотными и глинистыми породами. Общая толщина терригенной части девона составляет до 200 метров. Верхняя часть разреза девона от саргаевского горизонта и выше сложена карбонатными породами – известняками, доломитами и их переходными разностями. Общая толщина карбонатной части девона составляет, в среднем, 400-500 метров. В карбонатной толще девона выделяется большое число пористо-проницаемых интервалов.

---

Каменноугольная система представлена всеми тремя отделами в объеме семи ярусов от турнейского до гжельского, включая 15 горизонтов. Отложения вскрыты на глубинах от 460 до 1280 метров, общая толщина до 820 метров.

Основная часть разреза (более 80 %) сложена различными разностями карбонатных пород, и только бобриковский, елхово-радаевский горизонты нижнего карбона и верейский горизонт среднего карбона сложены терригенными породами – песчаниками, глинами, глинистыми сланцами с прослоями карбонатов и углей.

Пермская система представлена двумя отделами. Наиболее полно представлены отложения нижнего отдела, от ассельского до кунгурского ярусов – известняки, доломиты, ангидрит, гипс. Отложения верхнего отдела – красноцветные, песчано-глинистые отложения с прослоями карбонатов, залегают с размывом на породах нижнего отдела. Отложения пермской системы залегают от дневной поверхности до 460 м.

По всей площади дизъюктивных нарушений не зафиксировано, несмотря на большое количество пробуренных скважин. Ловушки нефти являются структурными. Все залежи нефти терригенных отложений являются пластовыми сводовыми литологически осложненными, а в карбонатных отложениях – от массивных до пластовых сводовых литологически осложенных.

На Зеленогорском площади нефтегазопроявления различной интенсивности и значимости, по данным бурения и керна, зафиксированы в различных интервалах палеозоя – от уфимских отложений на глубинах 200 – 250 м до живетских (1800-1900 м) включительно.

По распределению пористо-проницаемых интервалов и нефтегазопроявлений в разрезе палеозоя на юго-востоке Татарстана, в т.ч. и на Зеленогорском месторождении, выделяется три регионально выдержанных водоупора, которые делят разрез палеозоя на три гидродинамически самостоятельные толщи – природные резервуары первого, второго и третьего порядков.

Нижний природный резервуар – терригенные отложения девона. Здесь выделяется более 10 песчано-алевролитовых пластов: Д₀ кыновского горизонта, пласты “а-д” пашийского горизонта (горизонт Д₁) и пласты Д₂-Д₅ живетского и эйфельского ярусов.

Залежи нефти кыновского и пашийского горизонтов являются основным объектом и с 1961 г. находятся в разработке. Водонефтяной контакт (ВНК) для всех пластов объекта общий, все пласты – это единый гидродинамический связанный резервуар.

Отметки ВНК по скважинам в пределах площади колеблются от 1507,2 м до 1520,6 м. Средняя отметка составляет – 1514,5  2,5 м (таблица 1.1.1).

---

Размеры водонефтяной зоны (ВНЗ) различны: по верхним пластам площадь ВНЗ составляет 1-15% от площади нефтенасыщенных коллекторов, а в изолированных линзах она отсутствует. Ширина ВНЗ для пластов Д₀-б составляет от 400 до 1500 метров. Значительные по размерам ВНЗ отмечены по пластам нижнепашийского горизонта (в, г, д).

Таблица 1.1.1 - Средние отметки начального положения ВНК по блокам Зеленогорского месторождения

Блок	Кол-во скв. с ВНК	Диапазон изменения	Средняя отметка
7	29	1510,9 -1519,7	1516,2 ± 2,2
8	76	1509,1 - 1520,6	1514,5 ± 2,9
9+11	62	1510,8 - 1520,6	1515,6 ± 2,4
10	21	1512,3 - 1517,0	1514,9 ± 1,0
12	39	1513,0 - 1525,3	1516,4 ± 1,7

Второй природный резервуар – терригенные отложения нижнего карбона и карбонаты турнейского яруса и верхнего девона.

В разрезе нижнего карбона выявлены залежи нефти в терригенных отложениях тульского и бобриковского горизонтов и в карбонатных коллекторах турнейского яруса.

В терригенной части нижнего карбона Зеленогорского месторождения выделяются два самостоятельных объекта разработки – бобриковские и тульские пласты.Из четырех пластов, выделенных на месторождении в отложениях тульского горизонта, продуктивными являются два: С_lтл₄ и С_lтл₂ .

Пласт С_lтл₄ залегает над реперным тульским известняком и встречается только на севере месторождения – на Красноярском участке. На остальной части месторождения он представлен глинистыми разностями.

Пласт С_lтл₂ залегает в 2-3 м от подошвы тульского известняка и распространен на западе Зеленогорской площади.

Между тульским известняком и пластом С_lтл₄ лежат глинистые породы толщиной 2-3 м. Ниже пласта С_lтл₂ разрез представлен пачкой глинисто-карбонатных пород толщиной 4-5 м.

Толщина тульского горизонта в целом составляет 10-12,8 метров и остается постоянной в пределах всего месторождения.

---

Смотрите также файлы

• Восточная Сибирь величие и суровость природы.docx

• Отчет по учебной ознакомительной практике вид практики на.docx

• Автомобильные топлива. Способы получения автомобильных топлив при переработке нефти.docx

• Исследование ситуационного подхода в демографической ситуации Республики Татарстан.docx

• збеклі Жнібеков атындаы мектепгимназиясы Ашы саба Сабаты таырыбы.docx