Отчет о производственной практике в ОАО «Газпром»

Министерство образования и  науки Российской Федерации

Российский государственный университет  нефти и газа

 имени И.М. Губкина

 

Факультет разработки и эксплуатации нефтяных и газовых  месторождений

 

Кафедра разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений

ООО «Газпром добыча Ямбург»

 

 

 

 

ОТЧЕТ

о производственной практике

 

 

 

Начало практики   06.07.2011                  Окончание практики 08.08.2011

 

 

Руководитель

от кафедры   доцент                 (подпись, дата)                       

Студент группы

                                            (подпись, дата)                

 

Оценка

 

Москва,2011 

Содержание

 

Содержание 2

Введение 3

1 Ямбургское НГКМ. Общие сведения 4

2 История разведки месторождения 6

3 Геолого-промысловая характеристика месторождения 7

4 Физико-химическая характеристика газа 10

5 Описание технологического процесса ГП-6 11

5.1 Общая характеристика производства 11

5.2 Газосборная сеть 13

5.2.1 Добыча газа 13

5.2.2 Сбор газа 14

5.3 Дожимная компрессорная станция 15

5.4 Установка комплексной подготовки газа 16

6 Охрана труда и окружающей среды 19

6.1 Основные опасности производственных процессов 19

6.2 Охрана природы 20

Заключение 21

Список литературы 22

Приложение Ошибка! Закладка не определена.

 

 

 

Введение

Первая производственная практика является одним из важнейших  этапов в подготовке специалистов по разработке и эксплуатации газовых  и газоконденсатных месторождений.

Задачей практики является закрепление  знаний по пройденным курсам, развитие производственных навыков работы, получение  навыков работы в коллективе, знакомство с технологией добычи, системами сбора  и подготовки нефти и газа, насосными и компрессорными станциями, сбор геологических, технических и экономических материалов для курсового проектирования.

Первую производственную практику я проходил в ОАО «Газпром» на предприятии ООО «Газпром добыча Ямбург» оператором по добыче нефти и газа III разряда в период с 06.07.2011 по 08.08.2011 на ГП-6.

ЯГД одно из ведущих газодобывающих предприятий Российской Федерации. Поставляя энергоносители как российским, так и зарубежным потребителям, компания вносит значительный вклад в жизнеобеспечение и благополучие нашей страны.

 

 

 

1 Ямбургское НГКМ. Общие сведения

Ямбургское месторождение расположено в заполярной части Западно-Сибирской равнины  на Тазовском полуострове - территории Надымского и Тазовского районов Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области (Рис. 1). Абсолютные отметки рельефа над уровнем моря изменяются от 10 м в долинах рек до 60-70 м на водораздельных участках.

Месторождение расположено в тундровой зоне, для которой характерно повсеместное и почти сплошное распространение  многолетнемерзлых пород (ММП). Глубина  кровли ММП изменяется от 0.3 до 1.5 м, а в долинах крупных рек  поверхность ММП погружается  до двух - пяти метров и ниже. Подошва  ММП залегает на глубине от 318 до 465 м, а на преобладающей территории - от 400 до 450 м.

Большая часть  площади покрыта мхами и лишайниками. Гидрографическая сеть представлена реками Поелаваяха и Хадуттэ, впадающими в Тазовскую губу, а также многочисленными их притоками. Реки несудоходные, шириной до 100 м, скорость течения 0.5 - 1.0 м/сек. Водоснабжение газопромысловых объектов осуществляется с водозабора на Обской губе, используются поверхностные источники – реки и озера. Характерной особенностью территории месторождения является наличие многочисленных озер и болот, особенно в центральной его части. Большинство озер имеет термокарстовое происхождение. Это часто небольшие по площади мелководные озера, разбросанные по территории месторождения или расположенные группами.

Климат района континентальный. Зима продолжительная (до 9-9.5 месяцев) и суровая, с сильными ветрами и метелями, лето короткое (июль-август) и прохладное. Средняя температура воздуха зимой -24 -26^оС. Появление устойчивого снежного покрова отмечается уже в конце сентября и первой декаде октября. Средняя летняя температура воздуха +6.5 +9^оС. Наиболее теплый месяц в году - август. Среднегодовая температура составляет минус 8 - 10 °С.

Национальный  состав  населения ханты, ненцы, русские  и др. Основным занятием населения  является оленеводство, рыболовство, звероводство, охота. Доставка грузов на месторождение осуществляется железнодорожным, автомобильным, а период навигации (с конца июня по начало октября) основные грузы доставляются по Обской и Тазовской губе. На месторождении построена автомобильная дорога, соединяющая установки комплексной подготовки газа (УКПГ). Транспорт газа осуществляется по системе магистральных газопроводов Ямбург-Центр, а для транспорта конденсата построен конденсатопровод Ямбург-Уренгой.

 

2 Краткая история разведки месторождения

Ямбургская структура впервые была выделена на тектонической схеме, составленной партией оперативного анализа Тюменского геологического управления в 1963г.(Смирнов и др.). Первая поисковая скважина была заложена в присводовой части и начата бурением 27 июля 1969 года. При испытании сеноманских отложений в интервале 1167-1184м был получен фонтан природного газа дебитом 2015 тыс.м³/сут. Таким образом, первая поисковая скважина N2 явилась первооткрывательницей Ямбургского месторождения. С 1969 года по 1973 на месторождении была пробурена 21 скважина. По результатам бурения указанных скважин в 1973 году были подсчитаны запасы сеноманской залежи и утверждены ГКЗ СССР в количестве 2810,4млрд.м³ по категории С₂.

Результаты бурения и  исследования дополнительных скважин  явились основой вторичного пересчета  запасов, которые в 1976 году и были утверждены в ГКЗ СССР в количестве 3298,7 млрд.м³ по категориям В+C₁ и 260 млрд.м³ по категории С₂.

В 1976-1982гг на площади производилось  интенсивное изучение нефтегазоносности нижележащих неокомских отложений. В этот период было пробурено 38 глубоких поисково-разведочных скважин, а также проводились высокоточные сейсмические исследования МОВ ОГТ. В результате этих работ, в неокомских залежах (пласты БУ₃-БУ₁₁) открыто многопластовое газоконденсатное месторождение и установлено продолжение сеноманской залежи в пределы Харвутинского поднятия. Третий подсчет запасов газа сеноманской залежи был осуществлен по состоянию изученности месторождения на 1.02.83 г., т.е. по результатам бурения 67-ми скважинами, его результаты были приняты за основу к составлению проекта разработки. В то же время на глубинах 2500-3300м выявлено 7 крупных газоконденсатных залежей с общими запасами газа по категории В+С₁ 1193 млрд.м³, С₂  585 млрд.м³, конденсата соответственно 102 млн.т. и 50 млн.т. 

3 Геолого-промысловая характеристика месторождения

Месторождение представляет собой комплекс многопластовых залежей, продуктивные горизонты которых  приурочены к сеноманским и нижнемеловым (валанжин) отложениям. На рисунке 2 приведен геологический профиль месторождения.

3.1 Литолого – стратиграфическая характеристика разреза

На Ямбургском месторождении разрез осадочных пород вскрыт до глубины 3550 м. И представлен отложениями меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Рассмотрим отложения меловой системы.

В нижнемеловых отложениях выделяются мегионская (валанжин), вартовская (верхний валанжин - баррем) и покурская ( апт-сеноман) свиты.

Мегионская свита  представлена аргиллитами серыми и темно- серыми гидрослюдистыми, обычно неслоистыми с прослоями алевролитов и песчаников серых и светло- серых, глинистых, иногда известковистых. Мощность отложений составляет 315 - 360 м.

Вартовская свита подразделяется на две подсвиты - нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита представлена ритмичным чередованием выдержанных пластов песчаников, алевролитов, аргиллитов с преобладанием последних в нижней части. Мощность  подсвиты изменяется от 420 до 470 м. Верхняя подсвита сложена чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, невыдержанных по площади и разрезу. Мощность подсвиты  составляет  395 - 430 м.

Покурская свита представлена чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов, глин. Песчаники - серые, светло-серые, аркозовые, кварц-полевошпатовые, слюдистые, мелко-среднезернистые, глинистые, сцементированные глинистым, отдельными прослоями карбонатным цементом. Алевролиты - серые, темно-серые, слюдистые, глинистые, крепко сцементированные с прослоями глин. Глины - темно-серые до черных, слюдистые, плотные, алевритистые. Следует отметить, что по возрасту к отложениям нижнего мела относятся только нижняя и средняя части разреза свиты, а верхняя имеет верхнемеловой(сеноманский) возраст. С верхней частью покурской свиты связана сеноманская залежь газа. Мощность свиты колеблется от 944 до 1065 м.

3.2 Краткая геологическая  характеристика сеноманской залежи

Cеноманская залежь, содержащая основные запасы газа, имеет размеры 170 х 50 км, этаж газоносности  220 м, общая площадь   газоносности  — 4655 км², залегает на глубинах от 1000 м до 1200м. Залежь —  пластово - массивного типа, водоплавающая. Газоводяной контакт (ГВК) находится на абсолютных отметках -1158,4 -1176,0 м и имеет наклон в северо-восточном направлении.

Сеноманская продуктивная толща представлена песчаными, песчаноалевритовыми, глинисто - алевритовыми и глинистыми породами. Вверху перекрывается толщей глин и подстилается на всей площади ее распространения водоносной толщей. Продуктивная толща на 40-85% сложена проницаемыми породами и  отмечается сильной изменчивостью  литологического состава, сложной неоднородностью, прерывистостью, расчлененностью как по площади, так и по разрезу. Изучение кернового материала показало наличие в песчаных породах множества тонких глинистых прослоев, которые не улавливаются методами промысловой геофизики. Глинистые прослои имеют толщины от единиц до нескольких десятков метров, однако не образуют в продуктивной толще слоистого раздела. Крупные линзы глин не имеют значительной протяженности, часто подсекаются только одной скважиной даже в пределах площади куста. Это обуславливает газодинамическую связь проницаемых пород как по площади, так и по разрезу, что позволяет рассматривать продуктивную толщу по газу как единый резервуар.

В целом по залежи коллекторы характеризуются высокими значениями открытой пористости  30 %,  проницаемость   по керну 0,68 мкм² и 0,54 ¸ 0,69 мкм² по данным ГИС, газонасыщенность  достигает 75 %. Начальное пластовое давление 11,73МПа, пластовая температура 296 ¸303 К у газоводяного  контакта.

Сопоставление запасов газа сеноманской залежи, подсчитанных различными способами в 1995г., подтверждают начальные запасы газа, утвержденные в ГКЗ в 1983г. , в объеме более 4 трл.м³.

3.3 Краткая геологическая  характеристика нижнемеловых залежей

По нижнемеловым залежам была установлена газоносность 15 продуктивных пластов: БУ¹₃ , БУ²₃, БУ^1-3₄, БУ¹₅, БУ³₅, БУ¹₆, БУ²₆, БУ³₆, БУ₇, БУ⁰₈, БУ^1-2₈, БУ³₈, БУ¹₉, БУ²₉, БУ³₉.

Проектом разработки выделено два эксплуатационных объекта. В  первый эксплуатационный объект включены залежи пластов: БУ¹₃ , БУ²₃,     БУ^1-3₄, БУ¹₅, БУ³₅ в зоне УКПГ -1В, 3В. Ко второму эксплуатационному объекту отнесены залежи пластов БУ¹₆, БУ²₆, БУ³₆, БУ₇, БУ⁰₈, БУ^1-2₈, БУ³₈, БУ¹₉, БУ²₉, БУ³₉ имеющих наибольшее распространение по площади месторождения, расположенных в зоне УКПГ-1В,2В,3В.

Нижнемеловые продуктивные пласты представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Покрышками служат пласты глин. Отмечается тенденция  улучшения коллекторских свойств вверх по разрезу.

Особенностью продуктивных пластов является низкая их песчанистость 10¸50%.Средняя проницаемость по пластам изменяется от 3.6 до 15.1 х 10^-3 мкм²  , значение газонасыщенности по керну 57¸60%, по ГИС 66¸70%.

Начальное потенциальное  содержание конденсата в пластовом  газе по первому объекту  эксплуатации принято 128г/м³, по второму эксплуатационному объекту 109¸112 г/м³. Коэффициент извлечения конденсата - 0,68. Начальное пластовое давление первого эксплуатационного объекта 26,72МПа, пластовая температура 344 К. Начальное пластовое давление второго эксплуатационного объекта 32,40 МПа, пластовая температура 355¸359 К.

             

4 Физико-химическая  характеристика газа

Исходным сырьем для ГП-6 является природный газ сеноманской залежи Ямбургского месторождения. Природный газ, поступающий на УКПГ, представляет собой пластовую смесь, в состав которой входят углеводороды, капельная влага (конденсационная и пластовая) и мехпримеси. В зимний период возможно содержание метанола в паровой фазе и жидкости (10…20%).

Компонентный состав газа в соответствии с проектом разработки,         % объемные:

СН4 - 97,8...99,0;   С4Н10 - следы;   Не - 0,01...0,02;

С2Н6 - 0,0...0,15;   СО2 - 0,2...0,3;   Аr - 0,01...0,03;

С3Н8 - до 0,15;   N2 - 0,7...1,7;   Н2 - 0,002...0,04

Состав мехпримесей (% масс.):

• окислы железа - 25…30;
• кремнезем - 60...70;
• глинозем - 5...10;

Плотность твердых  взвесей 2…2,5 г/см3.

Параметры газа в начальный период эксплуатации:

• среднее пластовое давление – 11,73 МПа;
• динамическое давление газа на устье – 10,3 МПа;
• температура газа на устье – 13...14°С.

Параметры газа на 2010…2014 гг. в зоне УКПГ-6:

• среднее пластовое давление – 1,70...1,27 МПа;
• динамическое давление газа на устье – 1,1…0,64 МПа;
• температура газа на устье – 9…5°С;
• давление газа на входе в ППА – 1,1¸0,36 МПа;
• давление газа в общем коллекторе после ППА – 0,8¸0,36 МПа.

 

5 Описание технологического процесса ГП-6

5.1 Общая характеристика  производства

ГП-6 входит в состав газовых  промыслов сеноманской залежи Ямбургского нефтегазогазоконденсатного месторождения и расположен в западной части Ямбургского месторождения. Так как на сегодняшний день месторождение находится в стадии падающей добычи, в соответствии с проектом разработки отборы газа в зоне промысла будут уменьшаться и на период с 2010 по 2014 г. составят от 8,1 до 4,3 млрд. м³/год.