Общие сведения о месторождении

Содержание

1) Цель учебной практики. 3

2) Краткая характеристика предприятия 3

3) Общие сведения о месторождении 4

4) Нефтегазоводоносность 6

5) Физико-химические свойства нефти, газа и воды 7

6) Условное обозначение нефти 8

7) Безопасность ведения работ и улучшения условий труда 10

8) Выводы по предприятию и нефти 11

9) Схема СИКН №246 12

10) Влагомер нефти поточный УДВН-1пм.
Назначение и область применения 13

11) Описание 13

12) Технические характеристики 14

13) Комплектность 16

14) Устройство и принцип работы 16

15) Техническое обслуживание, ремонт и поверка 17

16) Чертежи и фотографии 18

17) Адрес предприятия-изготовителя 19

18) Приложение 20

 

Цель учебной практики

Учебная практика по специальности 200501.65 – Метрология и метрологическое обеспечение.

Цель учебной практики – закрепление полученных теоретических и практических знаний, умений и навыков, формирование компетенции в области метрологического обеспечения, а так же адаптации к профессиональной деятельности.

 

Краткая характеристика предприятия

Байтуганская установка подготовки нефти (УПН) построена в 1952г. по проекту ПСБ НГДУ "Бугурусланнефть" для термохимического обезвоживания нефтяной эмульсии Байтуганского ЦДНГ №4 НГДУ "Бугурусланнефть". С целью улучшения качества нефти, подтоварной воды по проекту ПСБ в 1994-1996г.г. произведена частичная реконструкция ступеней предварительного сбора подтоварной воды, ступеней обезвоживания и обессоливания.

Система сбора самотечная, открытая, однотрубное. Газ с затрубного пространства скважин и от сепараторов в НСУ рассеивается в атмосфере. В 2009 году была произведена реконструкция системы сбора.

Объем поступающей жидкости – до 1500 т/сут., при средней обводненности 20-30%. Объем товарной продукции (нефти) до 800 т/сут. Качество товарной нефти при этом должно соответствовать требованиям ГОСТ 51858-2003. Одним из месторождений с высоковязкой нефтью и сложным геологическим строением является Байтуганское месторождение. Месторождение было открыто в 1943 году, разработка началась в 1949 году.

По состоянию на 1.01.2008г. пласт разрабатывается 44 скважинами. Одна скважина находится под нагнетанием. В начале мая того же года введены в эксплуатацию две новые скважины: №355 и №359.

На установке можно выделить следующие основные технологические ступени (с трубопроводами и арматурой):

1. Ступень разгазирования эмульсии и предварительного сбора подтоварной воды в составе емкостей Е-1,2,3,4 (4шт.)

2. Ступень внутрипарковой перекачки и нагрева сырой нефти в составе насосов Н-1(2шт.) и теплообменников типа "труба в трубе".

3. Ступень обезвоживания и обессоливания нефти в составе отстойников О-1, О-2.

4. Ступень хранения и сдачи товарной нефти в составе резервуаров объемом 1000м³ (3шт.)

5. Ступень отстоя дренажной воды (в нефтеловушке, емкости 100м³) и закачка в поглощающий горизонт с помощью насосов Н-3, возврат уловленной нефти насосом Н-2 в начало процесса (на вход в Е-1).

Общий объем поступающей на установку жидкости составляет до 1500 т/сут. при обводненности до 50%. Объем товарной продукции до 800 т/сут.

Подготовленная нефть откачивается (насосами покупателя) в систему Северо-Западных магистральных нефтепроводов (СЗМН), отделившийся газ сжигается на факеле, а выделившаяся вода после отстоя в нефтеловушке закачивается в поглощающий горизонт.

 

Общие сведения о месторождении

Первые сведения о Байтуганской складке относятся еще к XIХ веку: «Область среднего течения р. Сок представляет собой крупную антиклинальную складку почти широтного простирания». В 1931 году К. Р. Чепиков выполнил структурно-геологическую съемку в масштабе 1:100000, на площади 600 км² было закартировано Байтуганское поднятие (таблица №1). По данным этих работ на Байтуганском поднятии трестом «Востокнефть» были заложены скважины № 902 (на правом берегу р. Сок, выше устья речки Буз-Баша), № 904 (в долине речки Байтуган у села Ульяновка) и № 906 (у села Камышла).

Данные для закартирования Байтуганского поднятия Таблица 1

№ скв.	Альтитуда1, м	Забой, м	Возраст отложений на забое
	108,5	776,1	Карбонаты серпуховского яруса
	180,3		Карбонаты верхнекаменноугольного отдела
	147,6	648,5	Карбонаты среднекаменноугольного отдела

Альтитуда altitude - Высота (в метрах) над уровнем моря или океана какой-либо точки земной поверхности, например устья скважины.
Забой – глубина бурения скважины.

В 1938 году район Байтуганского месторождения заснят структурно-геологической съемкой масштаба 1:50000. Глубокое поисково-разведочное бурение Байтуганского поднятия введено в 1946 году. В скважинах № 3 и № 4 по керну установлена нефтенасыщенность пород верейского горизонта и башкирского яруса. В скважине № 3 выявлена залежь нефти в бобриковском горизонте в 1947 году. В 1948 году в своде поднятия заложена опорная скважина № 24. В 1949 году открыта залежь нефти в отложениях турнейского яруса (скважина № 34), в 1951 году открыта залежь нефти в отложениях башкирского яруса (скважина № 13). Разведка залежей нефти Байтуганского месторождения завершена 1952 году.

 

Рисунок 1: обзорная схема Байтуганского месторождения

Климат района резко континентальный. Наблюдаются большие колебания (около 50 градусов) средних температур между самым теплым (июль) и самым холодным (январь) месяцами. Средняя температура июля равняется 27 0С, а в январе -23 0С. Безморозный период в среднем составляет 130 ÷ 135 дней.

Нефтегазоводоносность

Байтуганское месторождение является многопластовым. Промышленная нефтеносность приурочена к пластам В1 турнейского яруса, Б2 и Б1 бобриковского горизонта и А4 башкирского ярусов. В кровельной части артинского яруса ряда скважин встречены доломиты и известняки, густо пропитанные густой и вязкой нефтью. При испытании крелиусной скважины № 15 Южно-Байтуганского поднятия в интервале 247-254 м был получен приток нефти (по пересчету дебит 1т/сут).

Нефтенасыщение в терригенных и карбонатных отложениях верейского горизонта отмечено при бурении разведочных скважин: 2, 3, 4, 6, 22, 24, 27, 34, 69, 97, но при опробовании в колонне (скважина № 97) была получена пластовая вода. В скважинах № 2 и № 4 – при разбуривании девонских отложений были отмечены нефтегазопроявления, но при промышленном их испытании были получены лишь притоки пластовой воды. Слабый перелив пластовой воды с нефтью (около 3-4 м3 из 185 м3 жидкости) был получен в скважине № 2 в процессе испытания девонских песчаников в интервале глубин 1920 – 1924 м. Признаки нефти были отмечены также при разбуривании песчаников бавлинской толщи в скважине № 2 и № 6. В скважине № 2 они были опробованы в четырех интервалах. Однако во всех случаях был получен приток пластовой воды без признаков нефти.

Первая промышленная нефть была получена в 1947 году из бобриковских отложений в скважине № 3, в 1949 году открыта залежь пласта В1 турнейского яруса при опробовании скважины № 34. Позднее были разведаны и введены в разработку залежи пластов А4 башкирского (1951 г.) и С1 серпуховского ярусов (1966 г.) В ряде скважин притоки нефти с пластовой водой получены на отметках выше принятого ВНК. Это связано с некачественным цементажом колонн, что подтверждается то появлением, то исчезновением воды в добываемой продукции эксплуатационных скважин.

Причиной получения воды в ряде скважин из пласта при его опробовании выше принятого ВНК является плохой цементаж колонны, так как раньше заливка цемента производилась порционно через перфорационные отверстия. В ряде случаев такой метод заливки не давал нужного количества цемента, что приводило к перетоку пластовых вод из ниже- или выше лежащих водоносных горизонтов.

Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Изучение физических свойств многочисленных поверхностных проб нефти и разгазированных проб пластовой нефти показало, что плотность ее при 20⁰С в среднем составляет 0,8934 г/см³, динамическая вязкость 49,9 мПа^.с. По товарной характеристике нефть высокосернистая (серы 2,82% мас.), смолистая (смол силикагелевых 18,58% мас.), парафиновая (парафинов 5,52%). Выход светлых фракций при разгонке до 300⁰С 38% объемных.

В газе, выделившемся из нефти при ступенчатой сепарации в рабочих условиях, сероводорода 0,96% (мольных), азота 12,80% (мольных), метана 27,03% (мольных), высших углеводородов (пропан+высшие) 39,19% (мольных), гелия 0,0146% (мольных). Относительная плотность газа по воздуху 1,077.

Более подробная характеристика нефти пласта В₁ будет представлена далее в таблице 2. Также представлена таблица с характеристиками нефтяного газа, разгазированной нефти.

 

Компонентный состав нефтяного газа разгазированной нефти Таблица 2

Компоненты	Пласт В1 (скв. №221)
выделившийся газ	нефть
% масс	% мол	% масс	% мол
Сероводород	1,55	1,42	-	-
Углекислый газ	5,16	3,66	-	-
Азот	15,40	17,14	-	-
в т. ч. Гелий	0,0019	0,0155	-	-
Метан	18,15	35,21	0,01	0,09
Этан	16,86	17,35	0,15	1,27
Пропан	20,90	14,55	0,95	5,43
Изобутан	4,56	2,37	0,25	1,07
Н-бутан	10,26	5,34	1,03	4,48
Изопентан	2,91	1,26	0,79	2,78
Н-пентан	2,23	0,97	0,97	3,37
Неопентан	-	-	-	-
Циклопентан	0,01	-	0,06	0,21
2,3-диметилбутан	-	-	0,68	-
Метилпентан	0,67	0,24	0,59	1,98
3-метилпентан	0,41	0,15	0,82	1,72
Н-гексан	0,42	0,15	0,24	2,39
Метилциклопентан	0,10	0,04	0,02	0,72
2,2-диметилпентан	-	-	0,11	0,04
Циклогексан	0,09	0,03	1,68	0,32
Сумма изогептанов	0,22	0,07	0,76	4,22
Н-гептан	0,07	0,02	0,31	1,92
Метилциклогексан	0,03	0,01	-	0,78
Остаток (С8+высшие)	-	-	90,58	67,21
Плотность газа (по воздуху), доли ед.	1,077	-	-
Молекулярная масса остатка	-	-	339,7
Молекулярная масса	-	-