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 | - | - | |||||