Автор работы: Пользователь скрыл имя, 22 Октября 2014 в 17:39, отчет по практике
ОАО «Алроса-Газ» открыта в сотрудничестве с АК «АЛРОСА», «Якутгазпром» и правительством Республики Саха (Якутия), для строительства газопровода от Мирного до Айхала и Удачного протяженностью более 500 км. В данное время идет бурное развитие промышленности, введутся геологоразведочные экспедиции. ОАО «Алроса-Газ» имеет лицензию на право пользования недрами северного (газового) блока среднеботуобинскогонефтегазоконденсатного месторождения (СБНГЛМ), обеспечивает газом Западный регион Якутии по магистральному газопроводуТаас-Юрях–Мирный –Светлый –Моркока –Айхал.
Введение 3
1. ЗАО «Иреляхнефть» 4
1.1. Иреляхское нефтегазовое месторождение 4
1.2. Состав и свойство нефти, газоконденсата и воды 6
1.3. Фонд скважин ЗАО «Иреляхнефть» 6
1.4. Установка подготовки нефти 7
1.5. Цех по поддержанию пластового давления 8
2.1. Транспорт газа 11
2.2. Автоматическая газораспределительная станция 11
Список использованной литературы 14
Содержание
Учебная практика по нефтегазовому делу длилась с 29 июня по 19 июля. Основной целью и задачей на практике являлось ознакомление со структурой нефтегазодобывающей промышленности в дочерних компаниях ЗАО «Иреляхнефть» и ОАО «Алроса-Газ», видами техники и технологии, использующихся в нефтегазодобывающих предприятиях.
ЗАО «Иреляхнефть» получил лицензию на разработку Иреляхского нефтегазоконденсатного месторождения, расположенного возле города Мирный, где находятся основные добывающие мощности АК «АЛРОСА».
ОАО «Алроса-Газ» открыта в сотрудничестве с АК «АЛРОСА», «Якутгазпром» и правительством Республики Саха (Якутия), для строительства газопровода от Мирного до Айхала и Удачного протяженностью более 500 км. В данное время идет бурное развитие промышленности, введутся геологоразведочные экспедиции. ОАО «Алроса-Газ» имеет лицензию на право пользования недрами северного (газового) блока среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения (СБНГЛМ), обеспечивает газом Западный регион Якутии по магистральному газопроводу Таас-Юрях – Мирный – Светлый – Моркока – Айхал.
Иреляхское газонефтяное месторождение расположено на юго-восточной окраине Средне-Сибирского плоскогорья, на Лено-Вилюйском водоразделе в бассейне правых притоков р. Вилюй – рек Улахан и Ботуобуя.
В административном отношении месторождение расположено в пределах Мирнинского района Республики Саха (Якутия). Ближайшими населенными пунктами являются: г. Мирный, место положение которого совпадает с северо-восточной частью площади Иреляхского месторождения, а также поселки Алмазный, Заря, а также – порт Ленск. Основная задача ЗАО «Иреляхнефть»: добыча нефти, газа и газового конденсата, последующая реализация нефтепродуктов. Для подъёма нефти со скважины используется газлифтный способ – подъём нефти за счёт энергии, содержащейся в смешиваемом с ней сжатом газе.
Основными потребителями нефти являются котельные Мирнинского района. Ежегодно продаётся более 60 000 т. нефти (в будущем планируется увеличить количество добычи до 250 000 т. в год.) [2].
ЗАО «Иреляхнефть» включает в себя четыре главных производственных объекта:
1.Фонд скважин;
2.Сеть нефтегазосборных;
3.Установка подготовки нефти (УПН);
4.Цех по поддержанию пластового давления;
Месторождение находится на окраине г. Мирный и приурочено к одноименной локальной структуре, расположенная на северном склоне мирнинского выступа. Иреляхская структура представляет собой антиклиналь северо-восточного простирания, осложненную серией мало амплитудных разрывных нарушений субдолготного простирания. Выделяются западный, центральный и восточный блоки. Общие размеры структуры 21х5 км. С амплитудой до 40 км.
Газонефтяные залежи приурочены ботуобинском и улаханском горизонтам, разделенным в пределах месторождения пачкой глинистых пород мощностью 2 – 5 км. Ботуобинский и Улаханский горизонты сложены преимущественно песчаниками, открытая пористость которых изменяется в пределах 7 – 18%, газопроницаемость в целом высокая – преобладают значения 0,1 – 0,6 мкм.
Разрезы горизонтов отличаются высокой однородностью литологического состава: коэффициент песчанитости в пределах западного блока составляет 0,95 – 1,0. Наиболее крупные приурочены к западному блоку. Залежь ботуобинском горизонте газонефтяная, пластовая сводовая, тектонически экранированная. Глубина залегания залежи 2110 – 2198 м., ее размеры – 9х3,9 км. Высота залежи газовой шапки 24 м., высота нефтяной части залежи 37 м. Эффективная мощность коллекторов ботуобинского горизонта изменяется в пределах от 4,8 до 15,4 м., наибольшая газонасыщенная толщина 10,5 м., а нефтенасыщенная – 13,6 м., дебиты газа до 214 тыс.м³/сут., нефти – до 125 м³/сут. Пластовое давление 15,1 – 15,8 МПа, пластовые температуры + (12 – 14) °С.
Залежь в улаханском горизонте газонефтяная, пластовая, сводовая, тектонически экранированная. Глубина залегания залежи 2125 – 2180 м., её размеры – 8,2х3,2 км. Высота залежи 36 м. Эффективная мощность коллекторов улаханского горизонта изменяется в пределах от 7,4 до 12,7 м. Наибольшая газонасыщенная толщина 8,8 м, а нефтенасыщенная – 12,7 м. Дебиты газа до 210 тыс. м³/сут., нефти – до 78 м³/сут. Пластовые давления 15,7 – 16 МПа. Пластовые температуры + (12 – 14) °С.
Залежи в центральном блоке, а также газонефтяная, пластовая, сводовая, тектонически экранированная. Глубина залегания залежи 2082 – 2125 м. Размеры залежей меньше, чем в западном блоке. Высота залежи в ботуобинском и улаханском горизонтах соответственно 54 и 44 м. Эффективная мощность также несколько меньше, чем в западном блоке. Пластовые давления температуры такие же, как в западном блоке.
Промышленные притоки нефти и газа из ботуобинского горизонта были получены в скважинах, в восточном блоке (3 и 4). Установленные залежи законсервированы. Залежи в ботуобинском и улаханском горизонтах западного блока месторождения имеют одинаковые отметки – газонефтяной конденсат (ГНК) и водонефтяной конденсат (ВНК), что можно рассматривать как свидетельство принадлежности их к единой гидродинамической системе [2].
В период после составления (ТСР) исследования свойств нефти, газа, конденсата и воды на Иреляхском месторождении не проводились. В данной работе ведения о составе и свойствах флюидов месторождения приведены согласно последней (ТСР).
Средние значения основных параметров нефти ботуобинского горизонта следующие: давления насыщения – 12,13 МПа, газосодержание – 73,6 м/т, коэффициент – 1,136, вязкость – 5,21 мм2/c, плотность – 802 кг/м³.
Нефть и газ добывается с ботуобинского и улаханского горизонтов. По своим параметрам ботуобинский горизонт обладает более лучшими кол- лекторскими свойствами, чем улаханский.
Фонд ЗАО «Иреляхнефть» составляет 27 скважин, 24 находятся в эксплуатации, одна из которых – газовая, предназначенная для газлифта. Средний расход газа для газлифта в районе 400 000 м³. В планах предприятия увеличение количества скважин до ста.
Средняя глубина скважин составляет 2000 – 2500 м., зона месторождения отличается предельно пониженным пластовым давлением. Большинство скважин разделены на группы – «кусты», но также встречаются и одиночные скважины. Извлекаемая нефть более вязкая и характеризуется повышенным содержанием в ней серы. На рис. 1. изображена скважина с фонтанной арматурой из куста 5 иреляхского месторождения.
Рис.1. Нефтяная скважина
В результате эксплуатации скважины, на её стенках могут образоваться парафиновые отложения, мешающие извлечению нефти, так как заметно сужают диаметр скважины. В ЗАО «Иреляхнефть» используется способ соскрёбывания парафиновых отложений специальными металлическими скобами. О повышенном содержании парафина в скважине свидетельствует понижение давления.
Установка подготовки нефти (УПН) предназначена для дегазации, обезвоживания и обессоливания нефтяных эмульсий, а также является заключительной стадией в процессе сбора и подготовки нефти. Продукцией УПН является товарная нефть.
На УПН, принадлежащую ЗАО «Иреляхнефть», поступает нефть со скважин, где подвергается процессу сепарации.
Установка подготовки нефти (УПН) ЗАО «Иреляхнефть» предназначена для без водной нефти, при случае наличия воды в нефти УПН не может функционировать, так как не имеет необходимого уровня оборудования.
Нефть перед тем, как отправиться потребителю, проходит две ступени сепарации (рис. 2.): вертикальная – отделение от газа и механических примесей, горизонтальная – окончательное очищение от газа, откуда поступает в резервуар вертикально-стальной (РВС). После сепарации газ под давлением поступает на горизонтальный и вертикальный факелы. Наличие черного дыма, исходящего от огня, свидетельствовало о наличии в нем нефти, что характеризовалось несовершенством сепараторов. Ежегодно, таким образом сгорает до 5000 т. нефти.
Рис.2. Сепараторы УПН.
На территории УПН имеется два 300 кубовых РВС для хранения нефти, а также один 300 кубовый РВС для хранения воды, предназначенной для тушения. В случае пожара воду используют для тушения избежание пожара в резервуаре является его наполненность. На половину полный резервуар уже является взрывоопасным.
Периодичностью 8 часов производится обслуживание нефтяных скважин операторами, заключающаяся в подаче газа в за трубное пространство до давления, указанного в технологическом режиме. Извлеченная с скважин нефть транспортируется по нефтепроводу на УПН.
Предназначен для поддержания и восстановления давления, применяемый для вытеснения нефти из пласта путем закачки воды. В результате обеспечиваются высокие темпы добычи нефти и сравнительно высокая степень извлечения нефти из недр, т. к. разработка проходит при наиболее эффективном водонапорном режиме работы пласта (нефть, содержащая в порах или трещинах горных пород, замещается водой).
Применяемая технология – законтурное заводнение. При законтурном заводнении разработка по своему характеру близка к естественному водонапорному режиму работы пласта активных краевых (законтурных) водах. Законтурное заводнение лишь интенсифицирует этот процесс, приближая область питания пласта вплотную к залежи. В качестве заводнителя используют рассол.
Соль для приготовления рассола используют с соляной залежи находящейся недалеко от цеха на глубине 600 м. Воду с иреляхского водохранилища. Недавно цех сменил насосно-компрессорную трубу (НКТ) с соляной скважины 73 типа на 79, тем самым увеличив ее пропускную способность. Соляная скважина состоит из трех колонн: в две из них поступает нефть и вода, из третьей поступает приготовленный раствор.
На территории цеха имеется два резервуар вертикально-стальной (РВС) для хранения воды и рассола и два резервуар горизонтально-стальной (РГС) для хранения нефти, а также три насосные: для закачки не растворителя нефти, для закачки воды в соленый пласт и для закачки рассола в скважину.
На рис. 3. изображен насосный цех по поддержанию пластового давления ЗАО «Иреляхнефть».
Рис.3. Насосный цех по поддержанию пластового давления.
2. ОАО «Алроса-Газ»
ОАО «Алроса-Газ» была создана к 1998 году компаниями АК «АЛРОСА» (Рис. 4.), «Якутгазпром» и правительством Республики Саха (Якутия). На основании выданной ему лицензии ЯКУ №11144 НЭ на право пользования недрами Северного (газового) блока Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения (СБНГКМ) обеспечивает газом западный регион Якутии по магистральному газопроводу Таас-Юрях –Мирный – Светлый – Моркока – Айхал является одним из жизненно важных объектов региона. Газ от Средне-Ботуобинского месторождения стал гарантом.
Рис. 4. Главный офис ОАО «Алроса-Газ».
Основные виды деятельности: добыча природного газа и газового конденсата, снижение и регазификация природного газа для транспортирования, предоставление газа потребителю. В структуре предприятия четыре производственных подразделения:
– Управление добычи и транспорта газа (УДТГ) занимается непосредственной эксплуатацией скважин, добычей, подготовкой, транспортировкой и распределением газа потребителям.
– Строительно-монтажное управление (СМУ), в задачи которого входит строительство газопроводов, промышленных объектов, капитальный ремонт и реконструкция объектов газосноснабжения.
– Технадзор, задачей которого является контроль за строительством газопроводов и промышленных объектов.
– Аттестационный пункт полевой исследовательской лаборатории (ПИЛ) занимается аттестацией сварщиков на право профессиональной деятельности при сварочных работах на объектах повышенной опасности, подконтрольных Госгортехнадзору РФ [1].
На сегодняшний день в работе магистральный газопровод Таас-Юрях – Мирный – Светлый с разрешенным рабочим давлением Рраб=45 кг/м³. Диаметр магистрального газопровода Ду=530 мм. Протяженность газопровода 260 километров, включая газопроводы-отводы 46 километров. Максимальный объем транспорта газа в сутки при пиковых нагрузках составляет 1,5 млн. м³.
2.2. Автоматическая
Предназначена для подачи газа от магистральных и промысловых газопроводов в населенные пункты и промышленные объекты в заданном количестве и понижения высокого давления природного, попутного нефтяного, предварительно очищенного от тяжелых углеводородов или искусственного газа до необходимого уровня и поддержания его с заданной точностью. На рис. 5 изображен один из блоков автоматической газораспределительной станции (АГРС), где происходит распределение газа к потребителям.
Рис. 5. АГРС, блок редуцирования.
Каждая АГРС состоит из 6 блоков:
Одорант (от лат. Odor – запах) – вещество, добавляемое в газ или воздух для придания ему характерного запаха (Рис. 6.). Одорант, как правило, серосодержащее соединение. По составу одоранты классифицируют на меркаптанные (этилмеркаптан, калодорант и др.) и сульфидные (диэтилсульфид, диметилсульфид и др.). Одоризация бытового газа способствует установлению его утечек. На 1 м³ добавляют 16 мл. одоранта [3].