Федеральное государственное автономное образовательное учреждение
высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа
(национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина»
(филиал РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в г. Оренбурге)
_____________________________________________________________________________
Отделение разработки, эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ ПРАКТИКА 1
Учебно-методические указания
Рекомендовано отделением разработки, эксплуатации нефтяных и газовых
месторождений филиала РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в г. Оренбурге в
качестве учебного пособия для студентов направления 21.03.01 Нефтегазовое дело,
профиль подготовки «Бурение нефтяных и газовых скважин»
Оренбург, филиал РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина,
2020
1
УДК
ББК
Белослудцева
Л.А.,
Производственная
практика
1:
{Электронный
ресурс}:учебно-методические указания / Л.А. Белослудцева, Г.Л. Коваленко, А.А.
Сорокин, Л.П. Криволапова. – Оренбург.: филиал РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.
Губкина, 2020. – 359 кб – Электрон.дан. - 1 электрон.опт.диск (CD-ROM); 12 см. –
Систем.требования: компьютер IBM-PC совместимый; монитор, видеокарта,
поддерживающ. разреш.1024x768; привод CD-ROM; программа для чтения pdf-файлов. –
Загл.с этикетки диска.
Учебно-методические указания по организации и проведению производственной
практики 1 по направлению подготовки бакалавров 21.03.01 «Нефтегазовое дело»,
профиль «Бурение нефтяных и газовых скважин» для студентов очно-заочной и заочной
форм обучения содержат цели и задачи производственной практики 1, рекомендации по ее
подготовке, проведению и подведению итогов практики, а также требования к написанию
и оформлению отчетов для студентов, пример оформления отчета по практике.
© РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина,
2020
© Г.Л. Коваленко, А.А. Сорокин, Л.А.
Белослудцева, Л.П. Криволапова, 2020
2
ОГЛАВЛЕНИЕ
1.
2.
3.
4.
5.
5.1
5.2
5.3
ЦЕЛЬ ПРАКТИКИ…………………………………………………………………………...
ЗАДАЧИ ПРАКТИКИ……………………………………………………………………….
ПОДГОТОВКА К ПРАКТИКЕ……………………………………………………………...
ПОРЯДОК ПРОХОЖДЕНИЯ И РУКОВОДСТВО ПРАКТИКОЙ……………………….
ПОДВЕДЕНИЕ ИТОГОВ ПРАКТИКИ…………………………………………………….
Составление и оформление отчета………………………………………………………….
Структура отчета……………………………………………………………………………..
Аттестация практики………………………………………………………………………...
ПРИЛОЖЕНИЕ А……………………………………………………………………………
ПРИЛОЖЕНИЕ Б……………………………………………………………………………
ПРИЛОЖЕНИЕ В……………………………………………………………………………
ПРИЛОЖЕНИЕ Г……………………………………………………………………………
ПРИЛОЖЕНИЕ Д……………………………………………………………………………
3
Стр.
4
4
4
5
5
5
5
6
7
12
13
14
16
Производственная практика 1 по получению профессиональных умений и опыта
профессиональной
деятельности
является
вторым
практическим
этапом
профессиональной подготовки студентов и проводится в соответствии с ФГОС ВО,
графиком учебного процесса и учебным планом направления подготовки 21.03.01
Нефтегазовое дело после окончания шестого семестра на предприятиях нефтяной и
газовой промышленности. Продолжительность практики три недели. Практика
проводится в структурных подразделениях нефтегазового комплекса, на базе практик
Университета в с. Петровское Оренбургской области, а также на предприятиях,
направление деятельности которых совпадает с профилем подготовки «Бурение нефтяных
и газовых скважин».
1 ЦЕЛЬ ПРАКТИКИ
Целью практики является получение профессиональных умений и опыта
профессиональной деятельности путем непосредственного участия студента в
производственной
или
научно-исследовательской
деятельности
организации
нефтегазового профиля; приобщение студента к социальной среде предприятия
(организации) и приобретение им социально-личностных компетенций, необходимых для
работы в профессиональной сфере.
2 ЗАДАЧИ ПРАКТИКИ
Задачами производственной практики 1 являются:
- закрепление теоретических знаний, полученных при изучении базовых дисциплин
«Основы геофизики»,
«Нефтегазопромысловое
оборудование»,
«Обустройство
нефтегазовых месторождений»:
- развитие и накопление специальных навыков, изучение и участие в разработке
организационно-методических и нормативных документов для решения отдельных задач
по месту прохождения практики;
- изучение организационной структуры предприятия и действующей в нем системы
управления;
- ознакомление с содержанием основных работ и исследований, выполняемых на
предприятии или в организации по месту прохождения практики;
- изучение особенностей строения, состояния, поведения и/или функционирования
конкретных технологических процессов;
- освоение приемов, методов и способов выявления, наблюдения, измерения и
контроля параметров производственных технологических процессов;
- принятие непосредственного участия в производственном процессе;
- непосредственное участие в рабочем процессе предприятия (организации) с
выполнением должностных обязанностей помощника бурильщика;
- сбор материалов для выполнения курсовых проектов по дисциплинам
«Заканчивание скважин», «Технология бурения нефтяных и газовых скважин».
3 ПОДГОТОВКА К ПРАКТИКЕ
На производственную практику 1 студенты направляются группами, что
регламентируется договорами с предприятиями. Направление студентов на практику и
назначение руководителя оформляется приказом директора филиала, в котором
фиксируется:
– сроки прохождения практики в соответствии с календарным графиком учебного
процесса;
– фамилия, имя, отчество студента;
4
– учебная группа;
– название и место размещения предприятия.
До начала практики со студентами проводится инструктаж преподавателемруководителем практики, выдается индивидуальное задание.
4
ПОРЯДОК ПРОХОЖДЕНИЯ И РУКОВОДСТВО ПРАКТИКОЙ
Общее руководство практикой осуществляется преподавателем-руководителем
практики, назначаемым приказом по филиалу, в соответствии с распределенной учебной
нагрузкой.
Руководитель практики от отделения:
– осуществляет контроль за соблюдением сроков практики и ее содержанием;
– оказывает методическую помощь студентам при выполнении ими индивидуальных
заданий и сборе материала;
– оценивает результаты выполнения студентами программы практики;
– организует своевременную сдачу отчетов о прохождении практики студентов;
Обучающийся при прохождении практики обязан:
– выполнить задание, предусмотренное программой практики;
– подчиняться действующим правилам внутреннего распорядка на предприятии;
– изучить и строго соблюдать правила охраны труда и техники безопасности;
– по окончании практики отчитаться о проделанной работе и представить отчет
руководителю.
5 ПОДВЕДЕНИЕ ИТОГОВ ПРАКТИКИ
По результатам прохождения практики обучающийся представляет руководителю
отчет, подписанный по установленной форме.
5.1 Составление и оформление отчета
Составление и оформление отчета по практике осуществляется в соответствии с
требованиями, изложенными в приложении А.
5.2 Структура отчета
1 Титульный лист (приложение Б).
2 Задание (Приложение В).
3 Содержание отчета.
4 Введение.
5 Основная часть.
5.1 Текущее состояние рассматриваемого УКПГ (местоположение, технологические
режимы работы скважин).
5.2 Технология добычи и подготовки газа, конденсата и пластовой воды скважинами.
5.3 Состояние газосборной сети.
6 Заключение (выводы, перспективные направления развития предприятия).
7 Список использованных источников (Приложение Г).
8 Приложения (приложения к отчету в общий объем отчета не включаются).
Объем отчета по практике должен составлять от 15 до 25 страниц печатного текста.
5.3.Аттестация практики
5
При проверке отчета обращается внимание на:
– соответствие места фактического прохождения практики приказу о направлении
студентов на практику;
– соответствие содержания отчета индивидуальному заданию;
– выполнение задания в соответствии с установленными требованиями;
– последовательность изложения материала.
После проверки руководителем практики отчета и его доработки (при
необходимости) проводится защита отчета.
При защите отчета оцениваются:
– лаконичное и четкое изложение материала;
– умение ориентироваться в тексте отчета;
– ответы на дополнительные вопросы в рамках индивидуального задания;
– наличие презентации по материалам отчета.
6
ПРИЛОЖЕНИЕ А
Правила оформления отчета по практике
Общие требования
Изложение текста и оформление отчета выполняют в соответствии с требованиями
настоящего приложения. Иллюстрации, помещаемые в работе, должны соответствовать
требованиям государственных стандартов Единой системы конструкторской
документации (ЕСКД).
Отчет должен быть выполнен с использованием компьютера и принтера на одной
стороне листа белой бумаги формата А4 без рамок через полтора интервала. Цвет шрифта
должен быть черным, высота букв, цифр и других знаков - не менее 1,8 мм (кегль не менее
12).
Текст отчета следует печатать, соблюдая следующие размеры полей: левое – 30 мм,
верхнее и нижнее – 20 мм, правое — 10 мм.
Разрешается использовать компьютерные возможности акцентирования внимания на
определенных терминах, формулах, применяя шрифты разной гарнитуры.
При выполнении отчета необходимо соблюдать равномерную плотность
(использование функции переноса), контрастность и четкость изображения по всему
отчету. В отчете должны быть четкие, не расплывшиеся линии, буквы, цифры и знаки.
Опечатки, описки и графические неточности, обнаруженные в процессе подготовки
отчета, допускается исправлять подчисткой или закрашиванием белой краской и
нанесением на том же месте исправленного текста (графики) машинописным способом
или черными чернилами — рукописным способом.
Фамилии, названия учреждений, организаций, фирм, название изделий и другие
имена собственные в отчете приводят на языке оригинала. Допускается
транслитерировать (производить точную передачу знаков одной письменности знаками
другой письменности, при которой каждый знак (или последовательность знаков) одной
системы письма передаётся соответствующим знаком (или последовательностью знаков)
другой системы письма) имена собственные и приводить названия организаций в
переводе на язык отчета с добавлением (при первом упоминании) оригинального
названия.
Построение отчета
Основную часть отчета следует делить на разделы, подразделы и пункты. Пункты,
при необходимости, могут делиться на подпункты. При делении текста отчета на пункты
и подпункты необходимо, чтобы каждый пункт содержал законченную информацию.
Разделы, подразделы, пункты и подпункты следует нумеровать арабскими
цифрами и записывать с абзацного отступа (10-15 мм). Разделы должны иметь
порядковую нумерацию в пределах всего текста, за исключением приложений.
Пример - 1, 2, 3 и т. д.
Номер подраздела или пункта включает номер раздела и порядковый номер
подраздела или пункта, разделенные точкой.
Пример - 1.1, 1.2, 1.3 и т. д.
Номер подпункта включает номер раздела, подраздела, пункта и порядковый номер
подпункта, разделенные точкой.
Пример - 1.1.1.1, 1.1.1.2, 1.1.1.3 и т. д.
После номера раздела, подраздела, пункта и подпункта в тексте точку не ставят.
Если заголовок состоит из двух предложений, их разделяют точкой. Если текст
подразделяют только на пункты, их следует нумеровать, за исключением приложений,
порядковыми номерами в пределах всей работы.
7
Если раздел или подраздел имеет только один пункт или пункт имеет один
подпункт, то нумеровать его не следует.
Разделы, подразделы должны иметь заголовки. Пункты, как правило, заголовков не
имеют. Заголовки должны четко и кратко отражать содержание разделов, подразделов.
Внутри пунктов или подпунктов могут быть приведены перечисления. Перед
каждым перечислением следует ставить дефис или, при необходимости ссылки в тексте
документа на одно из перечислений, строчную букву (за исключением ё, з, о, г, ь, й, ы, ъ),
после которой ставится скобка.
Для дальнейшей детализации перечислений необходимо использовать арабские
цифры, после которых ставится скобка, а запись производится с абзацного отступа, как
показано в примере:
Пример
a)
б)
или
1)
2)
Каждый раздел отчета рекомендуется начинать с нового листа (страницы).
Нумерация страниц отчета
Страницы следует нумеровать арабскими цифрами, соблюдая сквозную нумерацию
по всему тексту. Номер страницы проставляют в центре нижней части листа без точки.
Титульный лист включают в общую нумерацию страниц. Номер страницы на
титульном листе не проставляют.
Иллюстрации и таблицы, расположенные на отдельных листах, включают в общую
нумерацию страниц. Иллюстрации и таблицы на листе формата A3 учитывают как одну
страницу.
Иллюстрации
Чертежи, графики, схемы, компьютерные распечатки, диаграммы, фотоснимки
следует располагать в отчете непосредственно после текста, в котором они упоминаются
впервые, или на следующей странице.
Иллюстрации могут быть в компьютерном исполнении, в том числе и цветные. На
все иллюстрации должны быть даны ссылки в тексте.
Допускается выполнение чертежей, графиков, диаграмм, схем посредством
использования компьютерной печати.
Иллюстрации, за исключением иллюстраций приложений, следует нумеровать
арабскими цифрами сквозной нумерацией.
Если рисунок один, то он обозначается «Рисунок 1». Слово «Рисунок» и его
наименование располагают посередине строки.
Допускается нумеровать иллюстрации в пределах раздела. В этом случае номер
иллюстрации состоит из номера раздела и порядкового номера иллюстрации, разделенных
точкой. Например, Рисунок 1.1.
Иллюстрации, при необходимости, могут иметь наименование и пояснительные
данные (подрисуночный текст). Слово «Рисунок» и наименование помещают после
пояснительных данных и располагают следующим образом:
Рисунок 1 — Структурная схема управления ОПС-9
Иллюстрации каждого приложения обозначают отдельной нумерацией арабскими
цифрами с добавлением перед цифрой обозначения приложения. Например, Рисунок А.3.
8
При ссылках на иллюстрации следует писать «... в соответствии с рисунком 2» при
сквозной нумерации и «... в соответствии с рисунком 1.2» при нумерации в пределах
раздела.
Таблицы
Таблицы применяют для лучшей наглядности и удобства сравнения показателей.
Название таблицы, при его наличии, должно отражать ее содержание, быть точным,
кратким. Название таблицы следует помещать над таблицей слева без абзацного отступа в
одну строку с ее номером через тире.
Таблицу следует располагать непосредственно после текста, в котором она
упоминается впервые, или на следующей странице.
На все таблицы должны быть даны ссылки в тексте. При ссылке следует писать
слово «таблица» с указанием ее номера.
Таблицу с большим количеством строк допускается переносить на другой лист
(страницу). При переносе части таблицы на другой лист (страницу) слово «Таблица» и
номер ее указывают один раз справа над первой частью таблицы, над другими частями
пишут слово «Продолжение» и указывают номер таблицы, например: «Продолжение
таблицы 1». При переносе таблицы на другой лист (страницу) заголовок помещают только
над ее первой частью.
Таблицу с большим количеством граф допускается делить на части и помещать одну
часть под другой в пределах одной страницы. Если строки и графы таблицы выходят за
формат страницы, то в первом случае в каждой части таблицы повторяется головка, во
втором случае - боковик.
Если повторяющийся в разных строках графы таблицы текст состоит из одного
слова, то его после первого написания допускается заменять кавычками; если из двух и
более слов, то при первом повторении его заменяют словами «То же», а далее кавычками. Ставить кавычки вместо повторяющихся цифр, марок, знаков математических
и химических символов не допускается. Если цифровые или иные данные в какой-либо
строке таблицы не приводят, то в ней ставят прочерк.
Цифровой материал, как правило, оформляют в виде таблиц. Пример оформления
таблицы:
Таблица 1 – Название таблицы
Таблицы в тексте, за исключением таблиц приложений, следует нумеровать
арабскими цифрами сквозной нумерацией. Допускается нумеровать таблицы в пределах
раздела. В этом случае номер таблицы состоит из номера раздела и порядкового номера
таблицы, разделенных между собой точкой.
Таблицы каждого приложения обозначают отдельной нумерацией арабскими
цифрами с добавлением перед цифрой обозначения приложения.
Если в документе одна таблица, то она должна быть обозначена «Таблица 1» или
«Таблица К.1», если она приведена в приложении К.
Заголовки граф и строк таблицы следует писать с прописной буквы в единственном
числе, а подзаголовки граф – со строчной буквы, если они составляют одно предложение с
заголовком, или с прописной буквы, если они имеют самостоятельное значение. В конце
заголовков и подзаголовков таблиц точки не ставят.
9
Допускается применять размер шрифта в таблице меньший, чем в тексте. Разделять
заголовки и подзаголовки строк и граф диагональными линиями не допускается.
Горизонтальные и вертикальные линии, разграничивающие строки таблицы,
допускается не проводить, если их отсутствие не затрудняет пользование таблицей.
Заголовки граф, как правило, записывают параллельно строкам таблицы. При
необходимости допускается перпендикулярное расположение заголовков граф.
Головка таблицы должна быть отделена линией от остальной части таблицы.
Примечания
Слово «Примечание» следует печатать с прописной буквы с абзацного отступа и не
подчеркивать. Примечания приводят в документах, если необходимы пояснения или
справочные данные к содержанию текста, таблиц или графического материала.
Примечания не должны содержать требований.
Примечания следует помещать непосредственно после текстового, графического
материала или в таблице, к которым относятся эти примечания. Если примечание одно, то
после слова «Примечание» ставится тире и текст примечания печатается с прописной
буквы. Одно примечание не нумеруют. Примечание к таблице помещают в конце таблицы
над линией, обозначающей окончание таблицы.
Несколько примечаний нумеруются по порядку арабскими цифрами:
Примечания:
1
2
3.
Уравнения и формулы
Уравнения и формулы следует выделять из текста в отдельную строку. Выше и ниже
каждой формулы или уравнения должно быть оставлено не менее одной свободной
строки. Если уравнение не умещается в одну строку, то оно должно быть перенесено
после знака равенства (=) или после знаков плюс (+), минус (-), умножения (×), деления
(:), или других математических знаков. Причем знак в начале следующей строки
повторяют. При переносе формулы на знаке, символизирующем операцию умножения,
применяют знак «×».
Пояснение значений символов и числовых коэффициентов следует приводить
непосредственно под формулой в той же последовательности, в которой они даны в
формуле.
Формулы в документе следует нумеровать в пределах всей работы арабскими
цифрами в круглых скобках в крайнем правом положении на строке:
А=а:b,
(1)
В=с×е.
(2)
Одну формулу обозначают - (1).
Формулы, помещаемые в приложениях, должны нумероваться отдельной
нумерацией арабскими цифрами в пределах каждого приложения с добавлением перед
каждой цифрой обозначения приложения, например, формула (К. 1).
Ссылки в тексте на порядковые номера формул дают в скобках. Пример - «…в
формуле (1)».
Допускается нумерация формул в пределах раздела. В этом случае номер формулы
состоит из номера раздела и порядкового номера формулы, разделенных точкой,
например, (3.1).
10
Порядок изложения в отчете математических уравнений такой же, как и формул.
Ссылки
В работе допускаются ссылки на стандарты, технические условия и другие
документы при условии, что они полностью и однозначно определяют соответствующие
требования и не вызывают затруднений в пользовании документом. Ссылаться следует на
документ в целом или его разделы и приложения. Ссылки на подразделы, пункты,
таблицы и иллюстрации не допускаются.
При ссылках на стандарты и технические условия указывают только их обозначение,
при этом допускается не указывать год их утверждения при условии полного описания
стандарта в списке использованных источников в соответствии с ГОСТ 7.1-2003.
Ссылки на использованные источники следует приводить в квадратных скобках.
Сведения об источниках следует располагать в порядке появления ссылок на
источники в тексте и нумеровать арабскими цифрами без точки и печатать с абзацного
отступа.
Приложения
В тексте на все приложения должны быть даны ссылки. Приложения располагают в
порядке ссылок на них в тексте документа, за исключением справочного приложения
«Список использованных источников», которое располагают последним.
Каждое приложение следует начинать с новой страницы с указанием наверху
посередине страницы слова справа «Приложение». После слова «Приложение» следует
буква, обозначающая его последовательность.
Приложение должно иметь заголовок, который записывают симметрично
относительно текста с прописной буквы отдельной строкой.
Приложения обозначают заглавными буквами русского алфавита, начиная с А, за
исключением букв Ё, 3, Й, О, Ч, Ь, Ы, Ъ.
Если в документе одно приложение, оно обозначается «Приложение А».
Текст каждого приложения, при необходимости, может быть разделен на разделы,
подразделы, пункты, подпункты, которые нумеруют в пределах каждого приложения.
Перед номером ставится обозначение этого приложения.
Приложения должны иметь общую с остальной частью документа сквозную
нумерацию страниц.
11
ПРИЛОЖЕНИЕ Б
Титульный лист отчета по практике
Министерство науки и высшего образования Российской Федерации
филиал федерального государственного автономного образовательного
учреждения высшего образования
«Российский государственный университет нефти и газа
(национальный исследовательский университет)
имени И.М. Губкина» в г. Оренбурге
(филиал РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в г. Оренбурге)
Отделение
Оценка:
Руководитель практики:
(подпись)
(фамилия, имя, отчество)
(дата)
ОТЧЕТ ПО ПРАКТИКЕ
Наименование практики:
Место прохождения практики:
(отделение, структурное подразделение; наименовании организации)
ВЫПОЛНИЛ:
Студент группы
(номер группы)
(фамилия, имя, отчество)
(подпись)
(дата)
Оренбург, 2020
12
ПРИЛОЖЕНИЕ В
Задание на практику
ЗАДАНИЕ НА ПРАКТИКУ
Название практики:
ДАНО студенту
(фамилия, имя, отчество в дательном падеже)
Индивидуальное задание:
группы
(номер группы)
______________________________________________________________
(согласно рабочей программе практики, может быть конкретизировано руководителем)
Структура задания:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
Исходные данные для отчета по практике:
1.
_____________________________________________________________________________
_____________________________________________________________________________
_____________________________________________________________________________
_____________________________________________________________________________
Рекомендуемая литература:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Дополнительные указания:
1.
2.
Руководитель:
(уч.степень)
Задание принял к исполнению:
(должность)
студент
(подпись)
(подпись)
13
(фамилия, имя, отчество)
(фамилия, имя, отчество)
ПРИЛОЖЕНИЕ Г
Индивидуальные задания для производственной практики 1
Таблица Г.1 – Примерные индивидуальные задания для производственной практики 1
№п/п
Тема
1
Основные производственные операции при бурении: методы предупреждения
газовых, нефтяных и водяных проявлений и способы борьбы с ними
2
Основные производственные операции при бурении: виды буровых
породоразрушающих инструментов
3
Наклонно-направленное бурение на нефть и газ: основные производственные
операции при наклонно-направленном бурении
4
Состав буровой установки и назначение основных механизмов
5
Инструменты для разрушения породы
6
СВП: виды, конструктивные особенности, основные функции, преимущества и
недостатки
7
Назначение и классификация буровых долот
8
Верхний привод. Основные функции и преимущества
9
Буровая установка и буровое оборудование в режиме эксплуатации
10
Цели и задачи бурения скважин. Бурение на нефть
11
Методы предупреждения газовых, нефтяных и
водяных проявлений и способы борьбы с ними.
12
Получение первичных умений и навыков в
профессиональной деятельности, путем
непосредственного участия в бурении нефтяных скважин
13
Изучение технологических процессов при строительстве
скважин
14
Знакомство с буровой установкой и с каждым по
отдельности буровым оборудованием в режиме
эксплуатации
14
Классификация скважин по их назначению
14
ПРИЛОЖЕНИЕ Д
Пример оформления отчета по производственной практике 1
Министерство науки и высшего образования Российской Федерации
филиал федерального государственного автономного образовательного
учреждения высшего образования
«Российский государственный университет нефти и газа
(национальный исследовательский университет)
имени И.М. Губкина» в г. Оренбурге
(филиал РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в г. Оренбурге)
Отделение
Разработка, эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Оценка:
Руководитель практики:
(подпись)
(фамилия, имя, отчество)
(дата)
ОТЧЕТ ПО ПРАКТИКЕ
Наименование практики:
производственная 1
Место прохождения практики:
ООО «Ай Ди Эс Навигатор»
(отделение, структурное подразделение; наименовании организации)
ВЫПОЛНИЛ:
Студент группы
ОРБ-17-01
(номер группы)
Иванов И.И.
(фамилия, имя, отчество)
(подпись)
(дата)
Оренбург, 2020
15
ЗАДАНИЕ НА ПРАКТИКУ
Название практики:
производственная 1
ДАНО студенту
Индивидуальное
задание:
Иванову Ивану Ивановичу
(фамилия, имя, отчество в дательном падеже)
группы
ОРБ-17-01
(номер группы)
Изучение структуры и принципа работы телесистем с гидроканальным и
электромагнитным каналом связи
(согласно рабочей программе практики, может быть конкретизирована руководителем)
Структура задания:
Введение (цели и задачи практики)
Информация о предприятии ООО «Ай Ди Эс Навигатор»
Изучение особенности разработки месторождения, технологии эксплуатации и
телеметрии во время бурения скважин
4. Технология добычи газа, конденсата и пластовой воды скважинами
4.1 Техническое состояние действующего фонда скважин
4.2 Требования к конструкции скважин
4.3 Компоновка фонтанной арматуры и подземного оборудования скважин
5
Заключение
6
Список использованных источников
1.
2.
3.
Исходные данные для отчета по практике:
1. Взять на месте в ходе прохождения практики
Рекомендуемая литература:
1.1. Алиев З.С., Котлярова Е.М., Самуйлова Л.В., Мараков Д.А. Определение основных
параметров горизонтальных газовых скважин. Учебное пособие для вузов. – М. :РГУ нефти и
газа имени И.М. Губкина, 2012. – 228 с
5.2. http://oren.gubkin.ru/moodle/
Дополнительные указания:
1.1.
2.2.
Руководитель:
(уч.степень)
Задание принял к исполнению:
(должность)
студент
(подпись)
(подпись)
16
(фамилия, имя, отчество)
Иванов И.И.
(фамилия, имя, отчество)
СОДЕРЖАНИЕ
Стр.
ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………………
4
1
Каналы связи и общие понятия телеметрических систем………………………
1.1
Электропроводной канал связи (ЭКС)……………………………………………
5
1.2
Гидравлический канал связи (ГКС)………………………………………………
8
1.3
Электромагнитный канал связи (ЭМКС)…………………………………………
9
2
Усложнение процесса бурения……………………………………………………
12
ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………………………………..
16
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ………………………………
17
17
ВВЕДЕНИЕ
Прохождение производственной практики 1 в ООО «Ай Ди Эс Навигатор» на
скважине № 9069 куст №3 Р Ван-Ёганского месторождения позволило решить следующие
задачи:
1. Ознакомиться со структурой организации и управления производством и его
технико-экономическими показателями;
2 . Изучить особенности разработки месторождении, технологии эксплуатации и
телеметрии во время бурения скважин;
3 . Ознакомиться с проблемами, стоящими в области работы гидроканальных и
электромагнитный телеметрических служб;
4. Изучить профессиональные обязанности помощника бурильщика;
5. Овладеть
приемами
взаимодействия
с
сотрудниками,
выполняющими
различные профессиональные задачи и обязанности, а также способностью
учиться на собственном опыте и опыте других, навыками самостоятельной
работы, самоорганизации, организации выполнения поручений;
6.
Собрать материалы для выполнения курсового проекта по теме: «Обоснование
технологического режима работы трех разнодебитных скважин, подключенных
к УКПГ-7».
18
1 Каналы связи и общие понятия телеметрических систем
В общем случае телеметрические системы осуществляют измерение первичной
скважинной информации, ее передачу по каналу связи забой — устье, прием наземным
устройством,
обработку
и
представление
оператору
результатов
обработки.
Существующие телесистемы включают следующие основные части:
- забойную аппаратуру;
- наземную аппаратуру;
- канал связи;
- технологическую оснастку (для электропроводной линии связи);
- антенну и принадлежности к ней (для электромагнитной линии связи);
- немагнитную УБТ (для телесистем с первичными преобразователями азимута с
использованием магнитометров);
- забойный источник электрической энергии (для телесистем с беспроводной
линией связи).
Забойная часть телесистемы включает первичные преобразователи измеряемых
параметров, таких как:
- первичные преобразователи (ПП) направления бурения;
- ПП геофизических параметров приствольной зоны скважины;
- ПП технологических параметров бурения.
К первичным преобразователям направления бурения относятся:
- ПП зенитного угла в точке измерения (а);
- ПП азимута скважины (j);
- ПП направления отклонителя (у).
К первичным преобразователям геофизических параметров (данных каротажа)
можно отнести геофизические зонды, измеряющие:
- КС — кажущееся сопротивление горных пород;
- ПС — самопроизвольную поляризацию;
- гамма-каротаж (гамма естественного излучения горных пород);
- электромагнитный каротаж.
К первичным преобразователям технологических параметров бурения можно
отнести датчики, измеряющие параметры процесса бурения:
- осевую нагрузку на долото (G);
- момент (М) реактивный или активный;
- частоту вращения (n) долота;
19
- давление внутри и снаружи бурильной колонны;
- другие, по желанию заказчика, а также в зависисмости от аппаратурных
возможностей телесистемы.
Данные от первичных преобразователей через коммутатор поступают на аналогоцифровой преобразователь (АЦП), затем через кодирующее устройство (КУ), усилительпередатчик поступают в канал связи. На поверхности закодированная различными
способами информация расшифровывается в обратном порядке и поступает на системы
отображения и обработки для принятия решений по технологическому режиму.
На
протяжении
многих
лет
основным
препятствием
для
практического
использования измерений в процессе бурения был канал связи. Он является основным и
решающим фактором, так как именно от него зависит конструкция телесистем,
компоновка, информативность, надежность,
удобство работы,
а также
условия
прохождения сигналов.
Диапазон существующих в настоящее время каналов весьма широк, и представлен
гидравлическим, электромагнитным, акустическим, электропроводным и многими
другими типами каналов связи (рисунок 1).
Рисунок 1 – Типы каналов связи
В результате многолетних исследований и практического использования в
реальных условиях бурения широкое применение нашли три канала связи:
- электропроводный;
- гидравлический;
- электромагнитный.
20
У каждого из этих каналов связи имеются свои преимущества и недостатки.
Разнообразие условий бурения, а также экономическая целесообразность определяют
каждому каналу связи
свою
область
применения.
Остановимся
подробнее
на
преимуществах и недостатках каждого из рассматриваемых каналов связи.
1.1 Электропроводной канал связи (ЭКС)
ЭКС в России в силу многих причин нашел значительное, но недостаточное
применение. Этот канал обладает преимуществом перед всеми известными каналами
связи:
- максимально возможная информативность;
- быстродействие;
- многоканальность;
- помехоустойчивость;
- надежность связи;
- отсутствие забойного источника электрической энергии и мощного передатчика;
- возможность двусторонней связи;
- не требует затрат гидравлической энергии;
- может быть использован при работе с продувкой воздухом и с использованием
аэрированной промывочной жидкости.
К недостаткам электропроводного канала связи относятся:
- наличие кабеля в бурильной колонне и за ней, что создает трудности при бурении;
- затраты времени на его прокладку;
- необходимость защиты кабеля от механических повреждений;
- невозможность вращения колонны (неактуально при применении токосъемника,
устанавливаемого под вертлюгом);
- невозможность закрытия превентора при нахождении кабеля за колонной
бурильных труб;
- необходимость доставки (продавки) забойного модуля или контактной муфты до
места стыковки (посадки) при зенитных углах более 60° с помощью продавочного
устройства (имеются варианты проложения кабеля внутри труб через вертлюг).
21
1.2 Гидравлический канал связи (ГКС)
Телесистемы с ГКС отличаются от других наличием в них устройства, создающего
в потоке бурового раствора импульсы давления. Для генерирования импульсов давления в
буровом растворе используются несколько различных по типу устройств. Сигнал,
создаваемый ими, подразделяется на три вида: положительный импульс, отрицательный
импульс или непрерывная волна (рисунок 2).
Рисунок 2 – Диаграммы гидравлических импульсов при различных способах их
формирования
Положительные импульсы генерируются путем создания кратковременного
частичного перекрытия нисходящего потока бурового раствора. Отрицательные — путем
кратковременных перепусков части жидкости в затрубное пространство через боковой
клапан. Гидравлические сигналы, близкие к гармоническим, создаются с помощью
электродвигателя, который вращает клапан пульсатора. Гидравлические импульсы со
скоростью около 1250 м/с поступают по столбу бурового раствора на поверхность, где
22
закодированная различными способами информация декодируется и отображается в виде,
приемлемом для восприятия оператором.
Предпочтение в применении телесистем с ГКС базируется как на относительной
простоте осуществления связи по сравнению с другими каналами связи, так и на том, что
этот канал не нарушает (по сравнению с ЭКС) технологические операции при бурении и
не зависит от геологического разреза (по сравнению с ЭМКС).
Недостатки данного канала связи:
- низкая информативность из-за относительно низкой скорости передачи;
- низкая помехоустойчивость;
- последовательность в передаче информации;
- необходимость в источнике электрической энергии (батарея, турбогенератор);
- отбор гидравлической энергии для работы передатчика и турбогенератора;
- невозможность работы с продувкой воздухом и аэрированными жидкостями.
1.3 Электромагнитный канал связи (ЭМКС)
Системы с ЭМКС используют электромагнитные волны (токи растекания) между
изолированным участком колонны бурильных труб и породой. На поверхности земли
сигнал принимается как разность потенциалов от растекания тока по горной породе
между бурильной колонной и приемной антенной, устанавливаемой в грунт на
определенном расстоянии от буровой установки (рисунок 3).
23
Рисунок 3 – Схема электромагнитного канала связи
К преимуществам ЭМКС относится несколько более высокая информативность по
сравнению с гидравлическим каналом связи.
К недостаткам можно отнести:
- дальность связи, зависящая от проводимости и перемежаемости горных пород;
- слабая помехоустойчивость;
- сложность установки антенны в труднодоступных местах.
В таблице 1 приводятся сравнительные характеристики телеметрических систем
российских и зарубежных производителей с каналами связи различных типов.
Таблица 1 – Перечень и основные технические характеристики телеметрических
систем
24
Учитывая
недостатки
применяемых
каналов
связи,
необходимо
их
совершенствовать, а также разрабатывать новые каналы, так как разнообразные горногеологические условия, различные технико-технологические аспекты проводки скважин и
экономические факторы предъявляют более высокие требования к информативности
процесса бурения.
Представляет интерес возможность использования комбинированного канала
связи. Суть этого вида связи заключается в использовании нескольких каналов связи
одновременно — как вариант, это могут быть гидравлический, электромагнитный,
механический и частично электропроводный, например, как ретранслятор. Для
реализации этого вида связи в телеметрической системе устанавливаются гидравлический
пульсатор и электромагнитный передатчик. Информация принимается на поверхности
25
обычным способом для этих каналов связи. По механическому каналу связи принимается
информация по вибрации долота. Электропроводной канал может быть использован для
частичного погружения в колонну бурильных труб или за трубами для приема и
ретрансляции ослабленных информационных сигналов от телеметрической системы при
больших глубинах. Применение комбинированного канала связи позволит частично
решить многолетние споры о перспективности дальнейшего использования того или
иного канала связи забой — устье.
2 Усложнение процесса бурения
Одним из важных достижений в области совершенствования телеметрических
систем являются модульные системы. Рассчитанные на максимальную эффективность и
гибкость, эти системы более дешевы и экономичны по сравнению с любыми другими. Все
оборудование такой системы имеет модульную конструкцию с полной совместимостью
модулей, что дает возможность приобретать его в любом наборе, в виде отдельных секций
или
полным
комплектом.
Использование
подобных
систем
помимо
контроля
навигационных и технологических параметров позволяет частично проводить комплекс
геофизических исследований без остановки процесса бурения (технология logging while
drilling (LWD) — геофизические исследования в процессе бурения). В частности, с
помощью систем подобного типа можно осуществлять контроль за следующими
параметрами:
- естественное гамма-излучение разбуриваемых горных пород;
- кажущееся сопротивление горных пород КС;
- сопротивление поляризации ПС;
- электромагнитный каротаж;
- гамма-гамма каротаж;
- нейтронно-нейронный каротаж;
- акустический каротаж;
- кавернометрия;
- виброметрия.
Однако при современном уровне развития техники и технологий бурения
информация о характеристиках пласта, получаемая в процессе бурения, является
недостаточной. Необходимо иметь данные о кровле и подошве пласта, информацию о
разрезе впереди долота, а также информацию о приближении к соседним скважинам, что
26
особенно важно при разбуривании морских месторождений, где количество скважин,
построенных относительно близко друг от друга, достигает нескольких десятков.
Усложнение процесса бурения стимулирует дальнейшее развитие разработок
телеметрических систем. Основными направлениями совершенствования являются:
- увеличение количества измеряемых и передаваемых на поверхность параметров
бурения, скорости передачи информации;
- создание в забойных устройствах автоматов, самостоятельно управляющих
процессом проводки скважин (управляемый отклонитель, прибор корректирования
нагрузки на долото и другие механизмы);
- использование двухсторонней связи забой — устье.
Существенное повышение точности и качества проводки высокотехнологичных
скважин невозможно без совершенствования наземного бурового комплекса, способного
автономно или при минимальном вмешательстве оператора осуществлять бурение в
продуктивном пласте с учетом особенностей его фактического строения. Создание
интеллектуально-автоматизированной буровой установки, которая будет контролировать
и корректировать работу бурильщика, а в некоторых случаях — осуществлять бурение
скважины или выполнение определенных операций в автоматическом режиме, является
одним из приоритетных направлений зарубежных и отечественных производителей
бурового оборудования.
Принципиальная блок-схема комплекса автоматического управления бурением
скважины представлена на рисунке 4.
27
Рисунок 4 – Принципиальная схема системы автоматизированного управления проводкой
наклонно-направленных и горизонтальных скважин
Система включает два комплекса параметров:
- забойные (телеметрическая система);;
- наземные (система контроля наземных параметров бурения).
28
Возможности забойной части системы по сбору и первичному преобразованию
данных подробно описаны выше. Система наземного контроля может быть представлена
станцией геолого-технического контроля.
Основными задачами системы автоматизированного управления проводкой
скважины являются:
- измерение траекторных и режимных параметров бурения на забое скважины;
- передача информации к наземной аппаратуре;
- измерение и регистрация наземных параметров режима бурения и работы
бурового оборудования;
- обработка данных измерения;
- формирование информации о траекторных и технологических параметрах
бурения;
- выдача рекомендаций по дальнейшей проводке ствола скважин;
- предупреждение об осложнениях и аварийных ситуациях;
- обеспечение заданных бурильщиком режимных и траекторных параметров в
автоматическом режиме;
- формирование банка данных.
29
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
При прохождении производственной практики 1 на газодобывающем предприятии
ООО «Газпром добыча Оренбург», изучены должностные инструкции оператора по
добыче нефти и газа, мастера по добыче нефти и газа, а также производственные
обязанности геолога ОПС -7. Изучил, какая деятельность осуществляется на УКПГ-7
производственным персоналом по обслуживанию и эксплуатации скважинного фонда.
Выяснил, какие требования предъявляются к техническому состоянию скважин. Изучил
технологический режим работы газовых скважин УКПГ-7 и основные показатели
разработки
участка
Основной
газоконденсатной
залежи.
Овладел
приемами
взаимодействия сотрудников, выполняющих различные профессиональные задачи и
обязанности.
Изучил технологию добычи газа и конденсата, схему сбора, подготовки и
транспорта добываемой продукции до потребителя. Освоил регламент технологического
оборудования, предназначенного для добычи и подготовки газа, конденсата и пластовой
воды. Изучил особенности эксплуатации скважин и подготовки скважинной продукции
залежи по зоне УКПГ-7. К ним относятся:
- УКПГ-7 входит в состав ГПУ ООО «Газпром добыча Оренбург», расположено в
центральной части ОНГКМ;
- на УКПГ-7 добывают в промышленном масштабе газ и конденсат;
- УКПГ-7 является достаточно крупным объектом в ГПУ, (имеются 4 технологические
линии по подготовке скважинной продукции);
- число газовых скважин - 65;
- 24 горизонтальных скважин вскрыли 1 геологический объект;
- 10 скважин вскрывают 1 плюс 2 геологические объекты;
- значительная газоносная площадь участка УКПГ-7.
30
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Алиев З.С., Котлярова Е.М., Самуйлова Л.В., Мараков Д.А. Определение основных
параметров горизонтальных газовых скважин. Учебное пособие для вузов. – М.:РГУ
нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. – 228 с.: ил. ISBN 978-5-91961-055-7
2. Каталог оборудования, руководство по эксплуатации APS/COMPASS.
3. Технологический регламент работы оборудования
31
УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
БЕЛОСЛУДЦЕВА ЛЮБОВЬ АЛЕКСАНДРОВНА
КОВАЛЕНКО ГАЛИНА ЛЕОНИДОВНА
СОРОКИН АЛЕКСАНДР АЛЕКСЕЕВИЧ
КРИВОЛАПОВА ЛЮДМИЛА ПЕТРОВНА
ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ ПРАКТИКА 1
В авторской редакции
Сведения о программном обеспечении, которое использовано для
создания электронного издания:
Microsoft Word - набор, вёрстка текста, генерация PDF
https://www.microsoft.com/
Техническая обработка и подготовка материалов выполнены авторами
Подписано к использованию: 25.01.2020;
Объём издания: 359 кб; Тираж: 50 экз.;
Комплектация издания: 1 CD-ROM;
Запись на физический носитель: Комков А.Н., [email protected].
119991, Город Москва, проспект Ленинский, дом 65, корпус 1, РГУ
нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, управление
наукометрических исследований и поддержки публикационной
активности (040)
32
